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1 REDES DE CONFIANÇA

08Relatório& Contas

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REN - Relatório & Contas 08

Relatório& Contas

08

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Índice1. MENSAGEM DO PRESIDENTE 42. MISSÃO, VISÃO E VALORES 63. INDICADORES PRINCIPAIS 84. QUEM SOMOS 134.1. A EMPRESA 144.2. ESTRUTURA SOCIETÁRIA DO GRUPO REN 154.3. ESTRUTURA ORGANIZACIONAL DA REN SGPS, S.A. 154.4. RECURSOS HUMANOS 164.5. ÓRGÃOS SOCIAIS DO GRUPO 174.6. ESTRUTURA ACCIONISTA 185. RELATÓRIO CONSOLIDADO DE GESTÃO 195.1. FACTOS RELEVANTES DO ANO 205.2. ENQUADRAMENTO MACROECONÓMICO E SECTORIAL 205.2.1. Panorama internacional 205.2.2. A economia portuguesa 235.2.3. Enquadramento sectorial 245.3. O MERCADO E A INDÚSTRIA 265.3.1. Política energética 265.3.2. Comércio de emissões 275.3.3. Infra-estruturas de rede 285.3.4. Mercados regionais 295.3.5. Procura e produção 305.3.6. Mercado liberalizado 345.3.7. Eficiência energética 355.3.8. Energias renováveis 355.4. A REGULAÇÃO ECONÓMICA 365.5. ACTIVIDADE DO GRUPO EM 2008 445.5.1. Negócio de transporte de electricidade 445.5.2. Negócio de recepção, transporte e armazenagem de gás natural 515.5.3. Sistemas de informação 605.5.4. REN Trading 615.5.5. RENTELECOM - Comunicações, S.A. 615.5.6. OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português), S.A. 625.6. EVOLUÇÃO ECONÓMICA E FINANCEIRA 665.7. CONSIDERAÇÕES FINAIS E PERSPECTIVAS PARA 2009 706. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS 737. ANEXO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS 798. DECLARAÇÃO DE CONFORMIDADE 1339. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVIDUAIS 13510. ANEXO ÀS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS INDIVIDUAIS 13911. PROPOSTA DE APLICAÇÃO DE RESULTADOS 16512. ANEXOS 16712.1. DOCUMENTOS DE CERTIFICAÇÃO DAS CONTAS 16812.2. EXTRACTO DA ACTA DA ASSEMBLEIA GERAL DE ACCIONISTAS DA REN SGPS, S.A. 17812.3. GLOSSÁRIO FINANCEIRO 17912.4. GLOSSÁRIO TÉCNICO 18012.5. DIPLOMAS LEGAIS 18112.6. INDICADORES TÉCNICOS 18312.7. CONTACTOS 184


4 Mensagem do Presidente

1. Mensagem do Presidente É devida uma nota à melhoria da comunicação que se atingiu, quer na fase reactiva quer, sobretudo, como parte da informação pró-activa baseada em novos suportes escritos, explicitando a natureza dos problemas e os limites de segurança que a REN cumpre escrupulosamente no estabelecimento das suas infra-estruturas.

O desempenho operacional está patente nos níveis atingidos no Tempo de Interrupção Equivalente (TIE), para a Rede Nacional de Transporte de Electricidade, 1,29 minutos. Quanto a subestações, melhorou globalmente o desempenho sublinhando-se que a taxa de disponibilidade dos transformadores se situou próximo de 98%, valor que traduz o elevado conjunto de remodelações e substituições de equipamento.

Na Rede Nacional de Gás Natural, não se registou qualquer incidente na infra-estrutura de transporte em alta pressão, facto do qual resulta a manutenção do indicador acumulado de índice de incidentes, com fuga não intencional de gás, igual a zero incidentes por 1 000 km de infra-estrutura, e o TIE ter ficado em 0,3 minutos, abaixo da média dos últimos cinco anos.

Em qualquer destes índices, que se consideram representativos da excelência do serviço propiciado pela infra-estrutura de transporte de energia, a REN continua a não temer comparações com os melhores operadores congéneres, à escala europeia.

A reestruturação prosseguida com o lançamento da REN Serviços, com a missão de prestar serviços, identificados como de matriz comum às empresas do Grupo, absorveu cerca de 25% dos recursos humanos do conjunto de empresas e deve poder evidenciar os ganhos de sinergia esperados, no decurso do próximo exercício, onde se poderão já identificar os benefícios concretos desta centralização de back-office.

Foi prosseguido o esforço de reestruturação da dívida com a realização da 1.ª emissão internacional de um empréstimo de 500 milhões de euros, ao abrigo do programa European Medium Term Notes, EMTN, que se caracterizou por uma procura que ultrapassou o dobro da oferta, notável num período especialmente difícil de disponibilidade de meios financeiros, e por ser a primeira aparição no mercado externo da dívida. Com efeito, após

O exercício de 2008 reflecte, nos respectivos resultados, um esforço operacional e de racionalização das empresas do Grupo REN que me apraz pôr em evidência, nesta mensagem, tão simples quanto possível.

Com um investimento previsto na ordem de trezentos milhões de euros, podemos dizer que, tanto na electricidade como no gás, conseguimos atingir os objectivos, respectivamente 268 e 45 M€. Acresce a compra da participação no capital da Enagás, 43,2 M€, dando cumprimento ao Protocolo de Cooperação Estratégica, no quadro do Mibgás.

Se tivermos presente o que foi o ano transacto, como expressão das dificuldades surgidas, por todo o território, em relação ao lançamento de novas linhas aéreas ou mesmo de gasodutos, fica-se com a dimensão do esforço interno de articulação e de capacidade de relacionamento externo, com todos os agentes envolvidos, para se concluir o programa de investimento tão em cima das metas previstas para ambas as redes. É um mérito das equipas operacionais da REN que tem de ser partilhado com os prestadores de serviços.


Mensagem do Presidente 5

15 de Setembro de 2008, foi patente a escassez de crédito que se instalou progressivamente no sistema financeiro internacional, sem excepção para o mercado europeu. Sublinhar o ambiente que rodeou esta primeira emissão de dívida, significa assumir também o agradecimento pelo apoio dos Accionistas a uma operação que correspondia à satisfação dum compromisso anunciado aos mercados no road show da privatização, tal como a obtenção da notação de rating internacional, junto da Standard & Poors e da Moddy’s, como condição prévia à emissão.

Também em 2008 se contraiu um empréstimo de 250 milhões de euros ao Banco Europeu de Investimentos, BEI, prosseguindo uma relação que tem um traço de continuidade no apoio ao processo de infra-estruturação da rede de energia nacional, desta vez mais orientado para a rede eléctrica.

A dívida consolidada do Grupo atingiu, no final do ano, 1 738,1 M€, representando um decréscimo de 193 M€, relativamente ao ano anterior, o que fica a dever-se a um facto de assinalar no exercício que foi o encaixe de 466 M€ devidos à recuperação do défice tarifário da REN Eléctrica.

Foi publicado, em meados de Dezembro, o novo enquadramento regulatório da actividade de transporte e gestão técnica do sistema eléctrico nacional, para o período 2009-2011, onde se destacam, como novidades favoráveis, relativamente ao ordenamento anterior, um prémio aos novos investimentos, à disponibilidade da rede e à manutenção em exploração de activos já amortizados, além de um incentivo a ganhos de eficiência nos custos de exploração.

Com esta alteração, inicia-se claramente um percurso de aproximação do conteúdo económico da regulação portuguesa, da actividade exercida pela REN Eléctrica, da regulação em vigor na maioria dos países europeus e, em particular, em Espanha.

Este passo tem de realçar-se pela importância estratégica que assume no esforço de densificação da rede de transporte de electricidade, induzido pela Estratégia Nacional para a Energia, que é muito exigente em promoção da componente renovável, em especial a eólica e a hídrica, e que tem expressão no ritmo de

investimento e numa enorme pressão que, além de ser de natureza estratégica é, também, de natureza operacional, pelas dificuldades já assinaladas que obrigam a uma monitorização muito fina de cerca de meia centena de estaleiros de obra, em permanência.

O resultado líquido do exercício ficou em 127,4 M€, dos quais 94,2 com origem na electricidade, 34,3 no gás e -1,1 M€ nas outras actividades do Grupo (SGPS, Telecomunicações, OMIP, OMIClear e REN Serviços).

Tem de assinalar-se uma redução do resultado operacional que tem directamente a ver com a alteração que se verificou na actividade comercial exercida pela REN relativamente aos Contratos de Aquisição de Energia (CAE): com a cessação da maioria destes contratos vinculados, a REN passou a gerir apenas dois contratos relativos às Centrais da Turbogás e Tejo Energia, reduzindo--se os ganhos de comercialização em 11,1 M€, além de ter também uma redução de 6,1 M€ pela alteração da taxa de remuneração dos terrenos dos Centros Electroprodutores. Em contrapartida, melhorou o resultado financeiro em 12,5 M€, em consequência da redução de encargos financeiros líquidos com o recebimento do montante relativo ao défice tarifário.

As vendas e prestações de serviços tiveram também outra redução importante, por a REN ter perdido a função de agente para a intermediação dos serviços de sistema, passando este serviço a ser saldado entre os agentes de mercado.

Com um ano tão cheio de acontecimentos relevantes para o sector e com as dificuldades que assinalei, é justo realçar o resultado final da gestão integrada, com o Grupo reestruturado, com a dívida a caminho dum novo perfil de maturidade e com os desafios de novos investimentos, quer na electricidade, quer no gás sob completo controlo interno duma equipa coesa, qualificada e disponível que deu e continua a dar o melhor do seu esforço por uma REN cada dia mais sustentável.

Aos Senhores Accionistas, uma palavra sentida de agradecimento pela sua confiança e pelo apoio permanente nunca regateado.


6 Missão, Visão e Valores

2. Missão, Visão e Valores

A Empresa

A REN Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A., é a sociedade holding que agrupa cinco concessões de serviço público: i) transporte de energia eléctrica em muito alta tensão, ii) transporte de gás natural em alta pressão, iii) recepção, armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito, iv) armazenamento subterrâneo de gás natural e, mais recentemente, a concessão de exploração, em regime de serviço público, da zona piloto identificada no Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de Janeiro, e de utilização privativa dos recursos hídricos do domínio público1.

O agrupamento destas actividades reguladas sob uma única empresa independente dos operadores do mercado energético vem, tal como preconizado nas estratégias nacional e europeia para a energia, garantir a efectiva separação das redes de transporte de electricidade e gás natural, como forma de garantir a liberdade de acesso às mesmas por todos os agentes do mercado, em condições de equidade e transparência. Permite ainda a realização das correspondentes sinergias de operação.

Missão

A REN tem como missão garantir o fornecimento ininterrupto de electricidade e gás natural, ao menor custo, satisfazendo critérios de qualidade e de segurança, mantendo o equilíbrio entre a oferta e a procura em tempo real, assegurando os interesses legítimos dos intervenientes no mercado e conjugando as missões de operador de sistema e de operador de rede que lhe estão cometidas.

Visão

Ser um dos mais eficientes operadores europeus de sistema de transporte de electricidade e gás natural, construindo valor para os seus accionistas, dentro de um quadro de desenvolvimento sustentável.

ValoresGarantia do abastecimento - Explorar e desenvolver

as actividades concessionadas e as interligações e ter-minais de descarga, de modo a garantir o fornecimento ininterrupto de energia, satisfazendo todos os critérios de qualidade e desenvolvendo as condições técnicas para o Mercado Ibérico da Electricidade e Gás.

Imparcialidade - Garantir a todos os intervenientes no mercado energético, produtores, distribuidores, comercia-lizadores e consumidores, acesso às redes e demais infra-estruturas, de forma não discriminatória e em condições de igualdade de tratamento.

Eficiência - Desempenhar com rigor todas as tarefas que lhe são cometidas em termos de eficiência produtiva, com a melhor utilização de todos os recursos, contribuin-do para o desenvolvimento do País, e tendo em vista o bem-estar das populações, bem como a criação de valor para os seus accionistas.

Sustentabilidade - Gerir as suas actividades de acordo com os princípios do desenvolvimento sustentável, nas vertentes económica, social e ambiental, com aposta no apoio à investigação e desenvolvimento e, ainda, na formação, na ética e no desenvolvimento do potencial dos seus recursos humanos.

As Concessões

Enquanto concessionária da rede nacional de trans-porte de energia eléctrica (RNT), a REN Rede Eléctrica Nacional, S.A., assegura uma missão de utilidade pública, de onde se destacam as seguintes actividades:

A gestão técnica e a gestão global do Sistema Eléctrico •Nacional (SEN);O transporte de energia eléctrica em Muito Alta Tensão •(400, 220 e 150 kV);A exploração da Rede Nacional de Transporte (RNT) •de energia eléctrica e a construção, manutenção e planeamento das infra-estruturas que a integram.

Enquanto concessionária da rede de transporte de gás natural em alta pressão, o exercício da actividade da REN Gasodutos, S.A., compreende:

o recebimento, o transporte, os serviços de sistema e •a entrega de gás natural através da rede de alta pressão;a construção, manutenção, operação e exploração de •todas as infra-estruturas que integram a RNTGN e das

1Através desta concessão, que é atribuída pelo prazo de 45 anos em regime exclusivo, a nova sociedade a criar pela REN será a responsável pela gestão da “zona piloto” off-shore, identificada no referido Decreto-Lei n.º 5/2008, e pela promoção do desenvolvimento científico e tecnológico na área da produção de electricidade a partir da energia das ondas.


Missão, Visão e Valores 7

interligações às redes e infra-estruturas a que esteja ligada e, bem assim, das instalações que são necessá-rias para a sua operação.

Enquanto concessionária da actividade de recepção, armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito, a REN Atlântico, S.A. é responsável pela:

recepção, armazenamento, tratamento e regaseifica-•ção de GNL e emissão de gás natural para a RNTGN, bem como o carregamento de GNL em camiões cister-nas ou navios metaneiros;construção, manutenção, operação e exploração das •respectivas infra-estruturas e instalações.

Enquanto concessionária de actividade de armaze-nagem subterrânea, a REN Armazenagem, S.A. é respon-sável por:

recebimento, injecção, armazenamento subterrâneo, •extracção, tratamento e entrega de gás natural, quer para constituição e manutenção de reservas de segu-rança, quer para fins operacionais e comerciais;construção, manutenção, operação e exploração de •todas as infra-estruturas e, bem assim, das instalações que são necessárias para a sua operação.

Enquanto concessionária da exploração, em regime de serviço público, da zona piloto identificada no Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de Janeiro, e de utilização privativa dos recursos hídricos do domínio público, é responsável pela gestão da “zona piloto” off-shore, identificada no referido Decreto-Lei n.º 5/2008, e pela promoção do desenvolvimento científico e tecnológico na área da produção de electricidade a partir da energia das ondas, relativamente à nova sociedade a criar pela REN. A concessão da “zona piloto” inclui a utilização da faixa correspondente ao corredor para implantação das infra-estruturas para ligação à rede eléctrica pública, logo que a sua localização se encontre definida.


8 Indicadores Principais

3. Indicadores Principais

Indicadores económico-financeiros (Grupo)

Notas:1RO + Amortizações.2EBIT/ Activo Líquido médio.3(EBIT x (1 - taxa de imposto) / Capital Empregue médio. Capital Empregue médio = Capital Próprio + Dívida Financeira líquida.4Resultado Líquido / (Capital Próprio + Interesses Minoritários) valores médios.

Demonstração de ResultadosUnidade 2008 2007

Volume de Negócios M€ 494,4 554,7

EBITDA1 M€ 366,6 388,9

EBIT M€ 237,0 265,0

Impostos M€ -44,6 -42,3

Resultado Líquido M€ 127,4 145,2

Dividendo M€ 88,1 87,0

Balanço

Unidade 2008 2007

Total do Activo M€ 3.823,0 3.969,5

Activos fixos líquidos M€ 3.179,7 3.085,7

Caixa e equivalentes de caixa M€ 101,4 125,9

Outros M€ 541,9 757,9

Total do Capital Próprio M€ 1.011,7 1.006,3

Total do Passivo M€ 2.811,3 2.963,2

Dívida Financeira Líquida M€ 1.738,1 1.931,2

Outros M€ 1.073,2 1.032,1

Indicadores e Rácios

Unidade 2008 2007

Margem de EBITDA % 60,4% 63,7%

Rendibilidade do Activo (ROA)2 % 6,08% 6,73%

Rendibilidade do Capital Empregue Médio (ROACE)3 % 6,12% 6,83%

Investimento Anual em Imobilizações Corpóreas M€ 313,5 249,9

Dívida Líquida / EBITDA 4,74 x 4,97 x

Debt to Equity 1,7 x 1,9 x

Capitalização Bolsista M€ 1.513,9 1.933,1

Resultado Líquido por Acção4 € 0,24 0,27

Total de Trabalhadores 807 813

Electricidade 398 613

Gás 173 196

Outros 236 4


Indicadores Principais 9

494,4

554,7

460480500520540560

2008 2007

M€

3.179,7

3.085,7

3.000

3.040

3.080

3.120

3.160

3.200

2008 2007

M€

313,5

249,9

0

50

100

150

200

250

300

350

2008 2007

M€

366,6

388,9

340

360

380

400

2008 2007

M€

1.011,7

1.006,3

1.002

1.005

1.008

1.011

1.014

2008 2007

M€

1.738,1

1.931,2

1.600

1.700

1.800

1.900

2.000

2008 2007

M€

Volume de Negócios Activo Líquido

Investimento Anual emImobilizações Corpóreas

EBITDA

Capital PróprioDívida Líquida

(Milhões de euros)

Ano CustosDirectos

EncargosFinanceiros

CustosTotais

1994 44,2 5,7 49,8

1995 46,3 9,4 55,7

1996 58,3 4,1 62,5

1997 48,9 3,7 52,5

1998 38,5 3,3 41,8

1999 47,3 2,2 49,5

2000 41,4 2,3 43,7

2001 65,5 3,4 68,8

2002 93,7 4,1 97,8

2003 112,6 3,0 115,6

2004 132,1 2,6 134,7

2005 210,2 2,6 212,8

2006 239,4 4,6 244,0

2007 242,9 6,9 249,9

2008 304,6 8,8 313,5

Evolução dos investimentos anuais a preços correntes



Indicadores técnico-económicos (Negócio de electricidade)

Consumo de electricidade e PIB

Potência instalada na produção e ponta

0

2

4

6

8

10

12

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

Hidráulica Térmica Ponta

-2%

-1%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Tax

a de

var

iaçã

o

PIBConsumo de electricidade


Indicadores Principais 11

Comprimento das linhas e potência de transformação

02468

10121416182022242628

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

GV

A

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Milh

ares

km

Potência de transformação Autotransformação Linhas

Min

utos

Incidente de 9/Mai

Incidentes de 02/Ago(Incêndios-Situação deforça maior)

Incidentes de 17/Nov(1 cliente

MATafectado)

Incidentes (incêndios-Situação deforça maior)

Incidentes de 04/Nov

(UCTE-Situação deforça maior)

Incidentes de 01/Jul

(Vandalismo-Situação deforça maior)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

0

5

10

15

20

25

30

3,04

0,570,27

0,49

6,08

0,50

11,91

1,95

3,76

23,07

6,321,29

0,070,74

2,74

1,09

Tempo de interrupção equivalente



Evolução da rede de transporte de de gás natural em alta pressão

1.218 1.218 1.218

1.105

1.194

1.218

1.248

1.010

1.060

1.110

1.160

1.210

1.260

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(Km)

Entrada na RNTGN Saídas da RNTGN

0 5 10 15 20 25 30 35 40

35,1

31,9

27,8

30,4

23,4

16,4

23,0

4,1

4,5

4,4

4,4

4,4

1,9

0,5

0,0

1,9

15,6

19,3

23,1

31,5

30,1

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

(TWh)

Badajoz EnagásBadajoz Transgás Sines Transgás

18,8 20,6 22,224,3 25,4 27,1 27,6

16,0 13,1

20,0

23,3 20,121,4

25,3

34,933,8

42,1

47,645,6

48,5

53,0

10

20

30

40

50

60

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(TWh)

Distribuição Mercado eléctrico Total

Indicadores técnico-económicos (Negócio de transporte e armazenagem de gás natural)

(Pressão nominal: 84 bar)

Quem Somos 13

REN - Relatório & Contas 08REN - Relatório & Contas 08

Quem Somos

14 Quem Somos


4. Quem somos

4.1. A Empresa

A REN-Rede Eléctrica Nacional, S.A. foi criada a 18 de Agosto de 1994, em resultado de reorganização interna do Grupo EDP. Mais tarde, em Novembro de 2000, foi consumada a separação total em relação ao Grupo EDP, no seguimento do processo de privatização daquele Grupo e da liberalização do mercado energético europeu, que, conforme orientação da directiva 96/92/CE de 19 de Dezembro de 1996, veio impor a separação jurídica entre as empresas responsáveis pela gestão da rede de transporte e as que desenvolvem actividades de produção e distribuição de electricidade.

No intuito de criar valor para os seus accionistas e seguindo uma estratégia de optimização dos recursos ao seu dispor, a REN criou, em finais de 2001, a RENTELECOM Comunicações S.A., sua primeira empresa subsidiária, a qual tem por objecto a rentabilização da capacidade excedentária da sua rede privada de telecomunicações.

Em 2003, na sequência da Cimeira Ibérica da Figueira da Foz, os governos ibéricos decidiram dar um novo impulso ao MIBEL - Mercado Ibérico da Electricidade - tendo, entre outras, tomado a iniciativa de criação de um Operador de Mercado Ibérico, com dois pólos, um em Espanha, encarregue de gerir os mercados diário e intradiário, e o pólo português, dedicado aos produtos derivados sobre energia eléctrica. Assim, a REN constituiu, a 16 de Junho desse ano, a segunda empresa subsidiária, o OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português), S.A., que tem por missão gerir o mercado de energia eléctrica a prazo em articulação com o OMEL - Operador del Mercado Ibérico de Energia - Polo Español, S.A. O capital social do OMIP é detido em 90% pela REN e os restantes 10% pelo OMEL.

No quadro da reestruturação do sector energético, cujas linhas gerais foram estabelecidas pela Resolução do Conselho de Ministros n.º 169/2005, de 24 de Setembro, que determina a concentração num único grupo empresarial das empresas concessionárias das infra-estruturas de transporte de electricidade e gás natural, a REN adquiriu, a 26 de Setembro de 2006, os correspondentes activos de gás natural detidos pela GALP Energia, SGPS, S.A., tendo passado a exercer, em regime de concessão de serviço público, por um período de 40 anos, as seguintes actividades reguladas:

(i) transporte de gás natural em alta pressão; (ii) armazenamento subterrâneo de gás natural; (iii) recepção, armazenamento e regaseificação de

gás natural liquefeito em terminais de GNL.

No caso das primeiras duas actividades, a REN procedeu à aquisição dos correspondentes activos, tendo, na sequência desta operação, procedido à criação das sociedades REN Gasodutos, S.A. e REN Armazenagem, S.A., as quais passaram a exercer as correspondentes concessões. No que respeita à terceira, a REN adquiriu a empresa que operava com a denominação de Transgás Atlântico-Sociedade Portuguesa da Gás Natural Liquefeito, S.A., a qual foi redenominada REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A., e que passou a assumir as obrigações inerentes à correspondente concessão.

Na sequência desta operação, Portugal passou a constituir um dos poucos países europeus onde estas actividades são exercidas por uma entidade independente dos operadores de produção, distribuição e comercialização de energia, tal como foi recentemente recomendado pela União Europeia.

O Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de Dezembro, atribuiu a “concessão de exploração, em regime de serviço público, da zona piloto identificada no Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de Janeiro, e de utilização privativa dos recursos hídricos do domínio público”, a uma sociedade a constituir pela REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A., que deterá integralmente o seu capital social inicial.

Através desta concessão, que é atribuída pelo prazo de 45 anos em regime exclusivo, a nova sociedade, a criar pela REN, será a responsável pela gestão da “zona piloto” off-shore, identificada no referido Decreto-Lei n.º 5/2008, e pela promoção do desenvolvimento científico e tecnológico na área da produção de electricidade a partir da energia das ondas. A concessão da “zona piloto” inclui a utilização da faixa correspondente ao corredor para implantação das infra-estruturas para ligação à rede eléctrica pública, logo que a sua localização se encontre definida.

Nos termos do Decreto-Lei n.º 5/2008 e das bases da concessão anexas ao Decreto-Lei n.º 238/2008, é reconhecida à concessionária a competência, entre outras, para a atribuição das licenças de estabelecimento e de exploração associadas à actividade de produção de energia eléctrica a partir da energia das ondas do mar, que abrangem os regimes: de demonstração de conceito, pré-comercial e comercial.

Quem Somos 15


Comissão de Auditoria

Secretário da Sociedade

Consultores e Assessores

4.2. Estrutura societária do Grupo REN

Na figura seguinte apresenta-se a estrutura societária do Grupo REN em 31 de Dezembro de 2008.

A REN-Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. detém, em 31 de Dezembro de 2008, 100% do capital da maior parte das empresas participadas, com excepção do OMIP, cuja participação no capital social é de 90%, e das duas sociedades participadas pela REN Gasodutos: a Gasoduto Braga - Tuy, S.A. e a Gasoduto Campo Maior- Leiria - Braga, S.A., detidas a 51% e a 88%, respectivamente.

Gasoduto Campo Maior-Leiria-Braga - 88%

REN Armazenagem - 100% REN Atlântico - 100%

RENTELECOM - 100%

4.3. Estrutura organizacional da REN SGPS, S.A. Em 31 de Dezembro de 2008

OrganigramaREN SGPS

Distribuição

Mercado eléctrico

16 Quem Somos


4.4. Recursos Humanos

O número global de efectivos da REN voltou a não registar alteração significativa em relação ao ano anterior, fixando-se por um ligeiro decréscimo, apesar do incremento da actividade com novos projectos e trabalhos.

O facto mais significativo do ano consistiu na movi-mentação interna das pessoas afectas às actividades transversais do Grupo para a REN Serviços, S.A., a qual absorveu neste processo mais de 25% do total do efectivos anteriormente afectos às empresas do Gás e Eléctrica.

A estrutura etária do Grupo não sofreu alterações significativas, registando-se, porém, um ligeiro decréscimo da média global para 45.0 anos, resultado de algumas reformas e da entrada de novos colaboradores.

1

19

30

15

11

18

41

20

5

22

44

79

70

54

73

132

143

30

Até 24

40 a 44

30 a 34

25 a 29

35 a 39

45 a 49

50 a 54

55 a 59

≥ 60

HOMENS MULHERES

591 585 570 582 576 584 607 617 406

187196

173

228

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Eléctrica Gás SGPS / Serviços

794813 807

Evolução do número de efectivos

Eléctrica/Trading Gás

SGPS/Serviços TOTAL

2000 591 - - 591

2001 585 - - 585

2002 570 - - 570

2003 582 - - 582

2004 576 - - 576

2005 584 - - 584

2006 607 187 - 794

2007 617 196 - 813 *

2008 406 173 228 807 **

* Inclui 11 estagiários

** Inclui 14 estagiários

Estrutura Etária do Grupo REN

2007 2008

Mulheres Homens Mulheres Homens

Até 24 2 14 1 22

25 a 29 23 51 19 44

30 a 34 21 75 30 79

35 a 39 17 68 15 70

40 a 44 14 54 11 54

45 a 49 22 78 18 73

50 a 54 40 159 41 132

55 a 59 18 128 20 143

≥60 4 25 5 30

Total 161 652 160 647

Eléctrica Gás SGPS / Serviços HOMENS MULHERES

Quem Somos 17


Manteve-se também a estrutura profissional do Grupo, caracterizada pela elevada percentagem de quadros com um nível de escolaridade superior.

4.5. Órgãos Sociais do Grupo

REN - Redes Energéticas Nacionais, S.A.

Mesa da Assembleia GeralJosé Manuel Ribeiro Sérvulo Correia- PresidenteDuarte Vieira Pestana de Vasconcelos- Vice-Presidente

Secretário da SociedadePedro Cabral Nunes- Efectivo Daniela Alexandra Pizarro Pinto de Sá- Suplente

Comissão de VencimentosJoão Manuel de Castro Plácido Pires- PresidenteFrancisco Manuel Marques Bandeira- VogalJosé Alexandre Oliveira- Vogal

Órgão de Fiscalização e Revisor Oficial de ContasComissão de Auditoria

José Luís Alvim Marinho- PresidenteJosé Frederico Vieira Jordão- VogalFernando António Portela Rocha de Andrade- Vogal

Revisor Oficial de ContasJ. Monteiro & Associados, SROC- EfectivoSalvador Figueiredo Vás e Lima- Suplente

Conselho de AdministraçãoJosé Rodrigues Pereira dos Penedos- PresidenteAníbal Durães dos Santos- VogalVictor Manuel da Costa Antunes Machado Baptista- VogalRui Manuel Janes Cartaxo- VogalFernando Henrique Viana Soares Carneiro- VogalLuís Maria Atienza Serna- VogalGonçalo José Zambrano de Oliveira- VogalManuel Carlos Mello Champalimaud- VogalJosé Isidoro d’Oliveira Carvalho Netto- VogalFilipe Maurício Botton- VogalJosé Luís Alvim Marinho- VogalJosé Frederico Vieira Jordão- VogalFernando António Portela de Rocha Andrade- Vogal

Comissão ExecutivaJosé Rodrigues Pereira dos Penedos- PresidenteAníbal Durães dos Santos- VogalVictor Manuel da Costa Antunes Machado Baptista- VogalRui Manuel Janes Cartaxo- VogalFernando Henrique Viana Soares Carneiro- Vogal

Gabinete de Relação com InvestidoresAna Rosa Fonseca Pereira Fernandes Matos

Gabinete de Regulação e TarifasVítor Manuel Vigário Pinto Vieira

Gabinete de Relações InternacionaisArtur Manuel Anjos Lourenço

Gabinete de Comunicação e ImagemArtur Manuel Anjos Lourenço (Avocado)

Estrutura por classe profissional em 2008

2008 %

Quadros Superiores 328 40,6

Quadros Médios 78 9,7

Profissionais Altamente Qualificados e Qualificados

348 43,1

Profissionais Especializados 39 4,8

Estagiários 14 1,7

Total 807 100,0

40,6

9,7

43,1

4,8

1,7

Quadros SuperioresQuadros Médios

Profissionais Altamente Qualificados e QualificadosProfissionais Especializados

Estagiários

18 Quem Somos


4.6. Estrutura accionista

O ano de 2008 ficou marcado pela alteração das participações imputáveis ao Estado Português, nomeadamente as detidas pela Parpública, Participações Públicas SGPS, S.A. e pela Caixa Geral de Depósitos, S.A. (CGD), a saber:

Em 1 de Outubro de 2008, a Parpública comunicou •a aquisição à Caixa Geral de Depósitos (CGD) de 80 100 000 acções, representativas de 15% do capital social da REN, passando a deter 46% dos direitos de voto.

Em 26 de Dezembro de 2008, a Parpública comunicou a •transmissão à Capitalpor - Participações Portuguesas, SGPS, S.A., cujo capital social é detido por aquela empresa na totalidade, de 245 645 340 acções da REN, que correspondem a 46% do respectivo capital social e dos respectivos direitos de voto.

Assim a composição accionista em 31 de Dezembro de 2008, pode ser resumida da seguinte forma:

CapitalporSGPS, S.A.

46,0%

Free Float20,9%

Red Electricade España, S.A.

5,0%

Oliren,SGPS, S.A.

5,0%

Logoenergia,SGPS, S.A.

7,9%Gestmin,

SGPS, S.A.5,2%

EDP Energiasde Portugal, S.A.

5,0%

Caixa Geral deDepósitos, S.A.

5,1%

Composição Accionistaem 31 de Dezembro de 2008

Relatório Consolidado de Gestão 19


Relatório Consolidado de Gestão

20 Relatório Consolidado de Gestão


tanque de GNL de Sines; Em Setembro, realiza-se a 1.ª intervenção em carga •num gasoduto; No mês de Outubro é atribuída à REN a concessão de •uma zona piloto para produção de energia eléctrica a partir das ondas; É inaugurada em Dezembro a Linha a 400 kV Arad-•Nadab na Roménia, em que a REN foi o consultor de engenharia na área da fiscalização da construção; Em Dezembro é feito o anúncio do novo enquadramento •regulatório da electricidade, para o triénio 2009-2011.

No âmbito da responsabilidade social:

A participação no CADIn • Sm’art Parade, assim como apresentação de resultados da 1.ª avaliação de satisfação de clientes da REN, tem lugar em Maio;Em Julho tem lugar o reconhecimento oficial da •implementação Sistema de Gestão da Segurança e Prevenção de Acidentes Graves da REN Atlântico e da REN Armazenagem; Em Dezembro, iluminação da antena na Serra do •Caramulo e renovação da tripla certificação do sistema de gestão da qualidade, ambiente e segurança da Rede Eléctrica Nacional e concessão da tripla certificação do mesmo sistema à REN Serviços e à REN Trading.

5.2. Enquadramento Macroeconómico e Sectorial

5.2.1. Panorama internacional 1

5.2.1.1. Crescimento económico mundial

O ano de 2008 foi marcado pela crise nos mercados financeiros internacionais, com repercussões em toda a economia real.

A actividade económica mundial vinha já a evidenciar uma tendência de desaceleração desde meados de 2007, na sequência da crise do mercado hipotecário nos Estados Unidos, num contexto de subida das taxas de

5. Relatório Consolidado de Gestão

5.1. Factos relevantes do ano

No âmbito do relacionamento com os investidores e com o mercado:

Em Abril realiza-se a Assembleia-geral ordinária da •REN SGPS, que aprova as contas do exercício de 2007 e entra em funcionamento a REN-Serviços; Em Setembro a REN SGPS obtém notação de • Rating Internacional dada por duas agências (Moody’s e Standard & Poor’s); Em Outubro realiza-se uma Assembleia Geral •Extraordinária da REN, que aprova a alteração parcial dos estatutos com o objectivo de dotar o órgão de administração de competência própria para a emissão de obrigações e outras operações relacionadas com a dívida. Na AG extraordinária foi também eleito o Vice-Presidente da mesa da Assembleia Geral;Em Novembro, a REN obtém o 3.º lugar no • Accountability Rating promovido pela SDC. O OMIP passa a mercado regulamentado, com aumento de capital do OMIP e OMIClear;Em Dezembro têm lugar os seguintes acontecimentos •relevantes: - a 1.ª emissão obrigacionista da REN no mercado internacional, em euros; - assinatura com o BEI de um empréstimo de 250 M€ para apoio aos investimentos na rede de transporte de Electricidade;- alteração da estrutura accionista do Estado na REN.

No âmbito da regulação e actividade operacional:

Tornam-se elegíveis, a partir de 1 de Janeiro, os •clientes com consumo superior a 1 milhão de m3 de Gás Natural; A apresentação do Plano de Investimentos da Rede •de Transporte, e a apresentação do 1.º Plano de Investimentos da Rede da área de Gás Natural, têm lugar em Março; Em Abril inicia-se a lixiviação de uma caverna da •Transgás Armazenagem (TGC2);Em Julho, é feita a ligação de diversos produtores em •regime especial, sobretudo parques eólicos, à rede MAT;Em Agosto arranca o concurso para construção do 3.º •

1Para Portugal foram utilizadas, como fonte de informação principal, as previsões do Ministério das Finanças e da Administração Pública: Progra-ma de Estabilidade e Crescimento 2008-2011-Janeiro 2009. As restantes economias têm como fonte primária, as previsões da Comissão Europeia: Interim Forecast - January 2009.



5.2.1.2. Evolução das principais economias mundiais

Zona EuroA intensificação e generalização da turbulência finan-

ceira afectaram fortemente a economia na Zona Euro, que deverá ter registado um crescimento de 0,9% em 2008, menos 1,8 p.p. face ao valor alcançado em 2007. Esta desaceleração reflecte a forte contracção da procu-ra interna e externa, estimando-se, como atrás referido, que algumas economias tenham entrado em recessão no terceiro trimestre de 2008.

Em particular, o investimento, um importante motor da economia no passado, terá desacelerado de forma significativa (0,6% em 2008, contra 4,3% em 2007), re-flectindo o impacto de múltiplos choques: diminuição da confiança dos investidores, condições de financiamento mais restritivas, menor disponibilidade do crédito e meno-res lucros por parte das empresas.

O crescimento do consumo privado também abran-dou, não obstante o crescimento dos rendimentos reais disponíveis, num quadro de diminuição das pressões inflacionistas. Apesar da dinâmica mais fraca do cres-cimento, os salários na Zona Euro, ao contrário dos Es-tados Unidos, têm vindo a aumentar de um modo bas-tante forte nos últimos trimestres, numa altura em que o crescimento da produtividade do trabalho registou uma desaceleração. A taxa de desemprego continua em ní-veis historicamente elevados, mantendo-se em 7,5% da população activa em 2008. A deterioração no mercado de trabalho, aliados às fracas expectativas dos consumi-dores face à evolução do desemprego, terá condicionado o consumo privado, cujo crescimento diminuiu de 1,6% em 2007 para 0,5% em 2008. Estima-se que, no primeiro semestre de 2008, o consumo privado terá mesmo regis-tado uma contracção, reflectindo o efeito negativo sobre o rendimento real disponível do aumento dos preços dos bens energéticos e a redução da confiança dos consu-midores.

A estimativa da taxa de variação média anual do Ín-dice Harmonizado de Preços no Consumidor (IHPC), cor-responde a um aumento de 2,1% em 2007 para 3,3% em 2008, em consequência do forte aumento do preço do petróleo em média anual.

As exportações líquidas contribuíram positivamen-te para o PIB, uma vez que as importações abrandaram mais do que as exportações, que beneficiaram em parte da recente depreciação do euro.

juro, da correcção em baixa nos mercados de habitação e de restrições nas concessões de crédito. Ao longo de 2008, a escassez de liquidez das instituições financeiras e a turbulência nos mercados financeiros internacionais parecem ter vindo a intensificar-se em simultâneo, atingindo o pico em Setembro, com os problemas de solvência de diversas instituições financeiras norte-americanas e europeias, nomeadamente a falência do Lehman Brothers. Esta situação contribuiu significativamente para a deterioração da confiança dos investidores e de todo o sistema bancário, obrigando vários governos a intervir através da nacionalização de bancos, fusões e aquisições entre instituições financeiras e aumentos de capital por parte dos próprios Estados.

Em termos globais, o crescimento mundial abrandou fortemente, caindo para 3,3% em 2008, menos 1,7 p.p. do que o verificado em 2007 e após uma média excepcionalmente elevada de 5% entre 2004-2007. O crescimento da actividade foi particularmente fraco nas principais economias avançadas, muitas das quais entraram numa situação de recessão ou próximo desta situação na segunda metade de 2008.

As economias emergentes conseguiram resistir melhor à crise, mas não escaparam ilesas face ao referido cenário económico e financeiro, estimando-se um abrandamento em 2008, em resultado de um crescimento mais moderado das exportações.

No que respeita ao comércio mundial de bens e serviços, foi registada, em 2008, uma variação de 5,3%, cerca de 1,7 p.p. abaixo do valor observado no ano anterior, mantendo a tendência de moderação que vem a evidenciar-se desde finais de 2006. Este processo afectou numa primeira fase as economias avançadas e transmitiu-se posteriormente às economias emergentes, com inerente impacto nas expecta-tivas de procura global.

As pressões inflacionistas registaram, a partir do verão, uma moderação em vários países, reflectindo, em parte, o abrandamento significativo da actividade económica e a descida dos preços das matérias-primas, em particular do petróleo, após o fortíssimo aumento verificado desde 2007.

À semelhança do observado em 2006 e 2007, a taxa de câmbio do euro face ao dólar aumentou no ano de 2008, situando-se, em média, em 1,47 dólares, o que representa uma apreciação de 7% em relação à média verificada em 2007 (1,37). No entanto, entre meados de Abril e Novem-bro, verificou-se uma inversão de tendência, com o euro a registar uma depreciação face ao dólar.



5.2.1.3. Taxas de juro

O aumento do risco de crédito, e as restrições de liquidez no mercado financeiro, levaram, ao longo dos nove primeiros meses do ano, a uma intensificação da subida das taxas de juros nos mercados monetários da Zona Euro e dos Estados Unidos.

Face ao agravamento da situação financeira e com o objectivo de travar o aumento dos custos do crédito, o Banco Central Europeu reduziu, no último trimestre, a sua taxa de juro de referência por três vezes, totalizando uma descida de 175 p.b. de 4,25% para 2,50%. Entretanto, já em Janeiro de 2009, o BCE decidiu reduzir, novamente, a taxa de juro em 50 p.b, fixando-a em 2,0%. Para combater a recessão nos Estados Unidos, também a Reserva Federal norte-americana prosseguiu o ciclo de redução acentuada das taxas de juro, estabelecendo a 16 de Dezembro uma margem de flutuação da taxa dos Federal Funds entre zero e 0,25%. Adicionalmente, os bancos centrais das principais áreas económicas continuaram a intervir, injectando liquidez no sistema bancário.

Reflectindo os cortes de juros efectuados pelo BCE, no último trimestre do ano, as taxas do mercado monetário do euro prosseguiram uma trajectória de descida. No final de Dezembro, as taxas de juro Euribor para os prazos de

O défice público, em percentagem do PIB, agravou-se, subindo de 0,6% em 2007 para 1,7% no final de 2008, influenciado pelo abrandamento do crescimento económico e pela redução das taxas de impostos em alguns países.

EUA

Estima-se que, nos Estados Unidos, o PIB deverá ter registado um crescimento de 1,2% em 2008, que se compara com 2,0% em 2007. A desaceleração económica assentou na retracção da procura interna, assistindo--se ao prosseguimento da queda do investimento, determinada principalmente pela componente residencial, para a qual contribuiu o ajustamento em baixa dos preços nos mercados de habitação. O consumo privado evidenciou forte desaceleração, reflectindo a diminuição do rendimento real disponível, o aumento do desemprego e a restrição na concessão de crédito. O crescimento económico ficou a dever-se ao contributo positivo das exportações líquidas, decorrentes da manutenção do dinamismo das exportações e de uma contracção das importações, favorecidas pela depreciação do dólar durante o primeiro semestre.

O défice público agravou-se significativamente, passando de 2,8% do PIB em 2007 para quase o dobro em 2008.

Evolução da Euribor

2,5

3,5

4,5

5,5

6,5

(em

per

cent

agem

)

Euribor a 3 meses Euribor a 6 meses Euribor a 12 meses

2 Ja

n 08

2 M

ar 0

8

2 A

br 0

8

2 M

ai 0

8

2 Ju

n 08

2 Ju

l 08

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8

2 Se

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2 O

ut 0

8

2 N

ov 0

8

2 D

ez 0

8

2 Fe

v 08

Fonte: Banco de Portugal



crescimento do crédito ao consumo, traduzindo-se numa nova diminuição da taxa de poupança das famílias. Neste quadro, a procura interna evidenciou um abrandamento para 0,6% em 2008, após ter atingido 1,6% em 2007.

O mercado de trabalho revelou alguma melhoria, verificando-se uma redução da taxa de desemprego para 7,7% (8,0% em 2007). Também as remunerações por trabalhador exibiram algum desfasamento face à evolução económica, registando um crescimento ligeiramente superior ao de 2007.

A taxa de inflação, medida pela variação média anual do Índice de Preços no Consumidor, aumentou ligeiramente de 2,5% em 2007 para 2,6% em 2008. Apesar de o nível de preços ter invertido a tendência registada no primeiro semestre, e ter começado a descer, este crescimento estimado é determinado pelo forte aumento dos preços dos bens energéticos durante o verão.

O contributo da procura externa líquida para o crescimento do PIB, que tinha sido marginalmente positivo em 2007, foi negativo em 2008, uma vez que o abrandamento das exportações foi acompanhado por desaceleração menos acentuada das importações. As exportações desaceleraram de 7,5% observados em 2007 para 0,1% em 2008, o que se explica pela deterioração das economias dos principais parceiros comerciais.

Por sua vez, o abrandamento das importações (1,0% em 2008 e 5,6% em 2007) encontra-se em linha com o menor dinamismo da procura global. Este comportamento reflectiu-se no agravamento do défice comercial para 9,2% do PIB (7,4% em 2007).

O défice orçamental reduziu-se para 2,2% do PIB, face aos 2,6% de 2007, atingindo o valor mais baixo dos últimos 30 anos. Esta evolução mais favorável ficou a dever-se a um conjunto de factores, nomeadamente, a estabilização da receita fiscal em percentagem do PIB, atribuível ao aumento na eficiência no combate à fraude e evasão; o forte crescimento da receita não fiscal; e à redução da despesa corrente primária em percentagem do PIB. Importa sublinhar que o diferencial face à Zona Euro reduziu-se substancialmente, prosseguindo a tendência verificada desde 2005.

Por seu turno, a dívida pública manteve a tendência de subida, fixando-se em 65,9% do PIB (63,6% em 2007).

No que respeita às necessidades de financiamento externo da economia portuguesa, medidas pelo défice conjunto das balanças corrente e de capital em percentagem do PIB, as estimativas do Governo indicam um aumento

3, 6 e 12 meses situavam-se em 2,89%, 2,97% e 3,05%, respectivamente, traduzindo decréscimos, de cerca de 2,5 p.p. face ao máximo atingido no ano.

5.2.2. A economia portuguesa

A actividade económica de Portugal em 2008 foi marcada por desaceleração do crescimento, num contexto de deterioração da conjuntura económica e financeira internacional. Com efeito, o PIB aumentou 0,3% em 2008, após um crescimento de 1,9% em 2007, reflectindo, principalmente, o abrandamento do investimento e das exportações, influenciados pelo cenário de deterioração das perspectivas quanto ao crescimento económico interno e externo.

Produto Interno Bruto (taxas de variação)

O investimento registou uma contracção de 0,8%, invertendo a evolução favorável observada em 2007 (+3,1%). Este perfil de evolução traduz o abrandamento generalizado das suas componentes, com a diminuição do investimento em construção e forte desaceleração do investimento em equipamento, em consonância com a deterioração do clima de confiança das empresas e condições de financiamento mais restritivas.

Pelo contrário, o consumo privado registou apenas uma desaceleração marginal, com a taxa de variação anual a situar-se em 1,2% em 2008, menos 0,4 p.p. do que a verificada em 2007. Apesar do crescimento do nível de preços verificado até meados do ano ter afectado negativamente o rendimento real disponível das famílias, em conjunto com a manutenção das taxas de juro em níveis elevados, o perfil mais alisado do consumo privado foi sustentado, em grande medida, pelo forte

-1

0

1

2

3

4

5

92-96 97-01 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(em

per

cent

agem

)

Portugal Zona Euro

Fonte: Comissão Europeia

Zona EuroPortugal



de 8,7% do PIB em 2007 para 10,5% em 2008, dominado pela deterioração dos saldos da balança de mercadorias e serviços, e, em menor grau, da balança de rendimentos.

5.2.3.2. Consumo de energia

Contexto internacional1

De acordo com a Agência Internacional de Energia, o consumo mundial de energia primária deverá crescer 45% entre 2006 e 2030 a uma taxa média anual de 1,6%, com o carvão a contribuir com mais de um terço para esse aumen-to. A China e a Índia, por força do rápido crescimento das suas economias, serão responsáveis por mais de metade do aumento do consumo de energia primário no mundo.

Em 2008, o consumo mundial de energia primária de-verá ter alcançado cerca de 144,4 mil TWh, representando um crescimento de 2,1% face ao ano anterior. O petróleo foi responsável por 35,8% do consumo total, seguido do carvão com 26,9% e do gás natural com 23,4%.

1O enquadramento sectorial tem como principais fontes de informação o World Energy Outlook 2008 da Agência Internacional de Energia e o International Energy Outlook 2008 disponibilizado pelo Departamento de Energia dos Estados Unidos (DOE) e preparado pela sua unidade independente de estatísticas (EIA).

5.2.3. Enquadramento sectorial5.2.3.1. Preços dos combustíveis

No que respeita aos preços do petróleo, verificou--se uma forte aceleração ao longo de 2007, que se prolongou até ao início do Verão de 2008. Esta evolução continuou a reflectir o dinamismo da procura, sobretudo, nas economias de mercado emergentes e o fraco crescimento da oferta. A diminuição da procura, num contexto de desaceleração da actividade económica mundial e agravamento da crise financeira, reuniu as condições necessárias para que, a partir de meados de Julho, os preços do petróleo registassem uma tendência decrescente. No dia 31de Dezembro, o preço do Brent situava-se em 41,7 USD/bbl, o que traduz uma redução de 104,2 USD/bbl face ao máximo do ano em meados de Julho (146 USD/bbl). Em média anual, o preço do Brent aumentou de 73,1 USD/bbl em 2007 para 98,0 USD/bbl em 2008, o que representa um crescimento de 34%.

Dívida Pública (% do PIB)

Evolução das cotações de Brent (spot 2008)

Preço do Arabian Light (FOB) - média anual

Défice Orçamental (% do PIB)

-20-1001020304050607080

1999 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(em

per

cent

agem

)

Diferencial Portugal Zona Euro

-101234567

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(em

per

cent

agem

)

Diferencial Portugal Zona Euro

30

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0

20

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1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

USD / bbl € 2008 / bbl



Fonte: Bloomberg

Fonte: REN



A intensidade energética mundial, medida pela relação entre a procura de energia e o PIB, deverá reduzir--se em 2,2% ao ano, representando um maior esforço de racionalização do uso da energia.

O petróleo deverá manter a sua posição de destaque no mix energético mundial, dada a sua importância nos sectores do transporte e indústria, perspectivando-se uma ligeira queda na sua participação actual de 34% para 30%. As previsões indicam que a produção de petróleo continuará em crescimento, de 85 milhões de barris diários em 2007 para 106 milhões em 2030, aumentando em média 1% ao ano. Os países da OPEC são os principais responsáveis por este crescimento, cuja participação na produção total deverá passar de 44% em 2007 para 51% em 2030.

Apesar da procura de gás natural crescer 1,8% por ano, o seu contributo na estrutura do consumo deverá permanecer estável, na ordem dos 22%. O sector industrial continuará a ser o maior consumidor de gás natural, representando cerca de 43% do consumo mundial, seguido do sector da produção de electricidade com 35%.

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OCDE Non-OCDE

Mantendo a tendência observada nos últimos anos, o carvão será o combustível com maior taxa de crescimento de consumo, aumentando 65% entre 2006 e 2030, ou seja, cerca de 2% por ano. A sua participação no total do consu-mo mundial de energia primária deverá passar de 26% para 29%. O sector de produção de energia eléctrica da China e da Índia será responsável por 85% do aumento do consu-mo mundial de carvão. Na produção de energia eléctrica, o peso do carvão deverá aumentar de 41% para 46%.

Por sua vez, o consumo mundial de energia eléctrica deverá quase duplicar, entre 2005 e 2030, crescendo a uma taxa média anual de 2,6%. O carvão e o gás natural continuam a constituir as principais fontes de energia primária para a produção de electricidade. A geração com base na queima de gás terá o maior crescimento (3,7% ao ano) sendo que a produção de energia eléctrica com queima de carvão cresce 3,1% em média. No total, estas duas fontes de energia deverão representar cerca de 70% da electricidade produzida no futuro.

A produção de energia eléctrica com origem em fontes renováveis (incluindo a hídrica) deverá aumentar, em média, 1,8% ao ano. Prevê-se que as políticas e incentivos governamentais, para aumentar a utilização de fontes de energia renovável na produção de electricidade, estimulem a utilização de tecnologias renováveis, apesar de os

Utilização da energia mundial transacionada por tipo de fuel

Evolução do consumo mundial de energia transaccionada

Evolução do consumo mundial de gás natural

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Petróleo Gás natural Carvão Nuclear Renováveis

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Petróleo Carvão Gás natural Renováveis Nuclear

Fonte: DOE/EIA

Fonte: DOE/EIA

Fonte: DOE/EIA

Fonte: DOE/EIA



custos de investimento serem relativamente mais elevados em comparação com a utilização do carvão e gás natural. Não obstante a sua maior utilização, admite-se que participação das energias renováveis na produção de electricidade mundial diminua de 18% em 2005, para 15% em 2030.

Como consequência do cenário de evolução da procura mundial de energia, as emissões de CO2 deverão crescer cerca de 45% até 2030. As emissões de dióxido de carbono nos países que não integram a OCDE deverão crescer a uma taxa média anual de 2,5%, cinco vezes mais do que o projectado para os países da OCDE.

Ainda no tocante às emissões de CO2, a contribuição relativa dos diferentes combustíveis fósseis tem vindo a alterar-se ao longo do tempo. Com efeito, as emissões provenientes do petróleo deverão diminuir ligeiramente, perspectivando-se um aumento significativo das emissões provocadas pela combustão do carvão, bem como um acréscimo menos significativo com origem no gás natural.

alterações climáticas e promover as energias renováveis, o designado Pacote Energia e Clima.

O Conselho Europeu reunido em 11 e 12 de Dezem-bro chegou a um acordo sobre o referido pacote Ener-gia e Clima, impulsionando a respectiva ultimação no Parlamento Europeu ainda durante 2008, o que veio a ocorrer na reunião de 17 de Dezembro. Dos documentos aprovados no Parlamento Europeu realçam-se os textos das directivas relativas a:

Energia produzida a partir de fontes renováveis - •promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis, incluindo a definição de novos objectivos vinculativos para aumentar a quota das renováveis - em 2020 a quota de energia de base renovável do conjunto dos países da UE deverá corresponder a 20% da energia total, cometendo para Portugal uma quota de energia renovável de 31%; Comércio de licenças de emissão de gases com •efeito de estufa - melhoria e alargamento do mercado à escala da UE, abrangendo outros sectores e recorrendo preferencialmente à aplicação do mecanismo de leilão, com redução gradual das licenças de emissão gratuitas no mercado - para o sector eléctrico a obrigatoriedade de aquisição de licenças em leilão ocorrerá a partir de 2013, data de início do novo regime;Armazenamento geológico do dióxido de carbono - •estabelece um enquadramento regulamentar para a armazenagem geológica de CO2, garantindo a sua contenção permanente e impedindo quaisquer efeitos negativos sobre o ambiente e a saúde humana.

Ainda nesta data, o Parlamento Europeu aprovou a proposta de decisão relativa ao esforço partilhado entre os Estados-Membros para redução das emissões de ga-ses com efeito de estufa da Comunidade até 2020.

Nesta data foram ainda aprovados documentos sobre o controlo e redução das emissões de gases com efeito de estufa no transporte rodoviário e navegação interior, e normas sobre emissões dos automóveis novos de passageiros.

No âmbito de uma segunda análise estratégica da Política Energética, a Comissão Europeia anunciou em Novembro um amplo pacote de medidas, tendo como objectivo introduzir uma nova dinâmica na problemática da segurança energética ao nível comunitário, em

5.3. O Mercado e a Indústria 5.3.1. Política energética

Tendo por objectivo dispor de energia sustentável segura e competitiva, a União Europeia (UE) assume como factores determinantes da política energética o desafio das alterações climáticas, a crescente dependência energética relativamente ao exterior e o aumento dos preços da energia.

A Comissão Europeia, propondo-se adoptar as medidas necessárias ao cumprimento das metas assumidas no Plano de Acção para a Política Energética e Climática aprovada pelo Conselho Europeu da Primavera de Março de 2007, apresentou em 23 de Janeiro um ambicioso conjunto de propostas para combater as

Emissão mundial de dióxido de carbono (CO2)

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OCDE Non-OCDE

Fonte: DOE/EIA



1Metas “20-20-20” assumidas no âmbito da Política Energética da UE: 20% de redução das emissões de gases com efeito de estufa, relativamente aos níveis de 1990; aumento da utilização das energias renováveis para atingir, pelo menos, 20% da energia total, e redução do consumo energético em 20%, mediante o incremento da eficiência energética.

Em 2008, a Agência Internacional de Energia (AIE) publicou um primeiro relatório sobre a política energética da UE, no qual manifesta o seu apoio ao pacote de medidas energéticas proposto para dar cumprimento às ambiciosas metas da UE em matéria de alterações climáticas.

Elogia estas medidas enquanto abordagem coerente das questões da energia e do aquecimento global e entende que a sua aplicação permitirá reduzir a dependência do gás e do petróleo e contribuir para proteger a economia dos efeitos do aumento do preço da energia e da incerteza do aprovisionamento.

coordenação com as propostas «20-20-20»1 relativas às alterações climáticas. Entre as medidas apresentadas destacam-se:

Novo plano de acção sobre segurança energética •e solidariedade, para garantir o abastecimento energético sustentável na Europa; Nova política de redes de energia, com o objectivo de •estimular o investimento em redes de energia de baixo teor de carbono e mais eficientes;Novo conjunto de propostas no domínio da eficiência •energética, com vista à poupança de energia em áreas fundamentais, como seja, o reforço da legislação sobre eficiência energética em edifícios e sobre produtos consumidores de energia.

Preço de fecho das licenças do CELE - Mercado Spot e Contratação Bilateral (OTC) de futuros

5.3.2. Comércio de emissões

O início do 2.º período do CELE (2008-2012) ficou marcado por um aumento inicial dos preços das licenças de emissão (European Union Allowances - EUA), que culminou com um máximo de dois anos durante o Verão de 2008 (cerca de €30 por tonelada de CO2 no início de Julho). No último trimestre do ano verificou-se uma evolução fortemente influenciada pela crise nos mercados de crédito e pelo cenário de recessão mundial. Com a diminuição da actividade industrial, e com a previsível redução das emissões, ocorreu uma forte pressão vendedora no mercado de licenças de carbono, que fechou o ano com as licenças a valerem pouco mais de €15/ton.

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€/tCO2

Mercado Spot EUA Dezembro 2009

Fonte: Bloomberg



5.3.3. Infra-estruturas de rede

ElectricidadeEm linha com as orientações do 3.º pacote legislativo da

CE relativas ao reforço da cooperação entre os operadores de sistema, destaca-se a constituição da European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), em Dezembro.

A criação desta nova associação Europeia dos TSO de electricidade tem por objectivo reforçar a colaboração em áreas-chave (como o desenvolvimento de códigos técnicos e de funcionamento dos mercados e a coordenação da exploração e do planeamento dos investimentos), visando contribuir para a prossecução dos objectivos de sustentabilidade:

Protecção do ambiente - promovendo a integração •de energia “mais limpa”;Competitividade - tornando o mercado interno de •energia mais eficiente; e,Segurança de abastecimento aumentando a robustez •dos sistemas de transporte e permitindo o auxílio efectivo entre operadores de sistema.

A ENTSO-E é constituída por 42 operadores de transporte de electricidade, provenientes de 34 países europeus. Tem como órgão máximo uma Assembleia Geral onde têm assento os 42 TSO que a compõem, todos com direito de voto. O Presidente da REN foi nomeado um dos 12 membros do Comité Directivo (Board).

No âmbito do MIBEL, em 2008 manteve-se a estreita colaboração entre a REN e a sua congénere espanhola REE que, desde 2002, se vem aprofundando através das actividades desenvolvidas por grupos de trabalho conjun-tos. As novas interligações entre os dois sistemas ibéricos já acordadas permitirão reforçar a capacidade disponível para trocas comerciais dos actuais 1500 MW para mais de 3000 MW, a partir de 2013/14.

Gás naturalA incerteza associada ao investimento, o aumento

de custos e os atrasos na concretização de projectos são os principais problemas que continuam a afectar a maioria dos mercados regionais de gás, constituindo uma ameaça em termos da segurança do abastecimento a longo prazo.

No caso da Europa, para além da construção de

gasodutos regionais tendentes a facilitar a concretização do Mercado Único, é crucial o investimento em novos gasodutos de interligação, no sentido de facilitar a importação de gás de regiões produtoras mais remotas e de criar ramificações inter-regionais, criando rotas alternativas que tornem o aprovisionamento de gás mais seguro e procurando diversificar fontes.

Novos gasodutos

a nível do mercado interno de energia da União •Europeia, o Midcat, projecto de interligação entre o nordeste de Espanha e o sul de França (em articulação com a Artère du Rhône);com entrada em funcionamento no final de 2007, •o gasoduto submarino de Langeled, destinado a abastecer o Reino Unido com gás da Noruega;com entrada em exploração prevista para •meados de 2009, o troço submarino do Medgaz, destinado a abastecer o mercado espanhol com gás proveniente da Argélia;em fase de decisão de investimento ou em fase •de arranque:

- Scanled (Noruega - Suécia - Dinamarca - Polónia);

- Nord Stream (ligação da Rússia à Alemanha através do mar Báltico);

- South Stream (ligação Rússia - Bulgária - Europa Central - Itália);

- Nabucco (destinado a possibilitar a importação de gás de alguns países da Comunidade de Estados Independentes, na região do Cáspio, com trânsito através da Turquia, Bulgária, Roménia, Hungria e Áustria);

- ITGCI / Interconnector Turkey - Greece - Italy (destinado também a importar gás da região do Cáspio);

- Galsi (gasoduto submarino Argélia - Itália que transitará através da ilha de Sardenha).

Apesar de se esperar uma expansão significativa da capacidade de exportação da indústria do GNL no decurso dos próximos anos, entre 2005 e 2008 apenas quatro novos projectos de trens de liquefacção foram efectivamente aprovados (Peru LNG - Peru; Pluto - Austrália; substituição de Skikda - Argélia; e Angola LNG - Angola).

Ao nível da recepção, armazenamento e regaseificação, a capacidade planeada para os próximos anos é muito superior à capacidade de liquefacção prevista a nível global, o que representa uma fraqueza aparente da



cadeia de valor do GNL cujo verdadeiro impacto ainda não é possível avaliar. Neste sector também se observam atrasos no processo de decisão quanto à realização dos investimentos, bem como ao nível das actividades de construção e comissionamento, por razões de vária ordem, incluindo a oposição das populações à construção deste tipo de instalações, falta de fontes de aprovisionamento (a garantir normalmente através de contratos de longo prazo) e escassez de capacidade de transporte de GNL.

5.3.4. Mercados regionais

MIBELProsseguiu o aprofundamento do MIBEL - Mercado

Ibérico de Electricidade, aproveitando e incorporando a experiência entretanto adquirida de gestão integrada deste mercado, tendo-se concluído em Agosto de 2008 as revisões dos Regulamentos Tarifário e de Relações Comerciais. Em consequência foram também efectuadas as revisões, aprovadas pela ERSE em Dezembro, dos Manuais de Procedimentos do Gestor do Sistema e do Acerto de Contas, aperfeiçoando-se o funcionamento dos Mercados de Serviços de Sistema geridos pela REN. Das alterações havidas destaca-se a maior flexibilização das ofertas, a clarificação/redefinição das áreas de balanço e a valorização da energia de regulação.

No dia 1 de Julho de 2008, com a implantação dos sistemas de suporte tecnológico por parte da REN e dos Produtores e com a conclusão de um período de treino dos agentes, foi terminada a fase transitória de funcionamento do mercado de serviços de sistema definida no Manual de Procedimentos de Gestor do Sistema. Nesta data iniciou-se uma nova fase em que os produtores passaram a ter disponíveis e a utilizar a totalidade dos mecanismos de negociação e operação previstos regulamentarmente, de uma forma ininterrupta e eficiente.

Em termos de actividade no MIBEL, a principal forma de contratação de energia eléctrica em Portugal continua a ser a participação no mercado diário, responsável por 85% da energia contratada. Seguem-se, por peso na con-tratação, a contratação bilateral entre Agentes de Merca-do (8%) e a participação nos mercados intradiários (7%).

O preço médio de contratação do mercado diário ibérico em 2008 foi de cerca de 71,2€/MWh. Durante este período, os preços médios mensais no mercado diário variaram entre 62,6€/MWh em Maio e 77,8€/MWh em Dezembro.

Na sequência da solicitação do Conselho de Regula-dores do MIBEL, de Dezembro de 2007, a REN e a REE apresentaram o documento, “Proposta conjunta REN-REE de harmonização de mercados de serviços de sistema na Península Ibérica” que identifica a possibilidade de utilização, por um sistema, de reserva de outro sistema.

Energia transaccionada no mercado

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€/MWh ou €/MW

Mercado DiárioSolução Restrições Técnicas PDBFReserva de Regulação a SubirReserva de Regulação a Baixar

Regulação Secundária a SubirRegulação Secundária a BaixarBanda de Regulação



MIBGÁSEm 2008 as actividades associadas à criação do Mibgás

prosseguiram fundamentalmente ao nível da definição de princípios de base de harmonização de regras de funcionamento entre os Reguladores de Portugal (ERSE) e Espanha (CNE) e da colaboração entre os Gestores Técnicos de Sistema de ambos os países, REN e Enagás, respectivamente.

Neste contexto, os Reguladores realizaram a análise conjunta dos aspectos relacionados com a harmonização do regime de concessão de licenças de comercialização de gás na área da Península Ibérica, bem como do regime de convergência das tarifas de acesso às infra-estruturas e do planeamento coordenado das redes de transporte. Este trabalho prosseguirá ao longo de 2009 e deverá culminar com a elaboração de propostas conjuntas que serão submetidas a consulta pública.

Por seu turno, REN e Enagás têm prosseguido com o estudo e análise de viabilidade de novas interligações entre os respectivos sistemas gasistas, visando o aumento da segurança do abastecimento e da facilitação do acesso ao mercado numa perspectiva Ibérica, através da disponibilização de capacidade de transporte e armazenamento de gás natural. Das conclusões deste trabalho, que se prolongará por 2009, deverá resultar uma recomendação/posição conjunta dos dois Gestores Técnicos de Sistema relativamente a futuros desenvolvimentos. Com o objectivo de solucionar as questões de harmonização relacionadas com a interoperabilidade dos sistemas gasistas de Portugal e Espanha, vai prosseguir a colaboração entre os respectivos Gestores Técnicos de Sistema.

Em 2008, a REN continuou a acompanhar os trabalhos desenvolvidos ao nível da iniciativa da região sul para o mercado único de energia (Gas Regional Initiative South, promovida pelos Reguladores Europeus do Sector da Energia-CEER & ERGEG). Neste âmbito, destaca-se a concretização do primeiro processo conjunto de atribuição de capacidade de transporte no gasoduto de Larrau,

Evolução do consumo

No âmbito das iniciativas regionais do ERGEG, iniciativas da Comissão Europeia destinadas a eliminar barreiras e desenvolver mercados regionais a nível europeu, a REN integra os trabalhos do Grupo do Sudoeste Europeu, juntamente com os operadores de sistema de Espanha (REE) e de França (RTE), os reguladores e os operadores de mercado dos três países (ERSE, CNE, CRE, OMIP, OMEL, POWERNEXT), e um representante da Comissão Europeia.

Consumo[GWh]

Evolução[%]

Evolução corr. [%]

2004 45.500 5,7 4,5

2005 47.940 5,4 4,7

2006 49.173 2,6 3,2

2007 50.059 1,8 2,4

2008 50.574 1,0 1,1

que interliga as redes de Espanha e França, através de um mecanismo de OSP-Option Period, promovido pela Enagás e pela TIGF nos meses de Outubro e Novembro, sob coordenação dos Reguladores dos dois países (CNE e CRE). Através deste processo, os agentes de mercado puderam reservar capacidade de saída da rede de um país e de entrada na rede do país adjacente em ambos os sentidos de forma coordenada.

5.3.5. Procura e produção

ElectricidadeEm 2008 o consumo de energia eléctrica abastecido

pela rede pública situou-se em 50.6 TWh, 1.0% acima do valor registado no ano anterior. Corrigindo o efeito de temperatura e número de dias úteis, o crescimento do consumo situa-se em 1.1%. Estes valores acentuam o abrandamento do crescimento verificado nos últimos anos e são mesmo os mais baixos desde 1993.



A potência máxima verificada na rede pública ocorreu a 2 de Dezembro com 8959 MW, ficando a 150 MW do máximo histórico ocorrido em Dezembro de 2007. O consumo diário mais elevado registou-se a 3 de Dezembro com 175 GWh, 4 GWh abaixo do máximo histórico igualmente datado de Dezembro de 2007.

Potência máxima anual e dia de maior consumo

Características do diagrama de ponta anual

Potênc ia (MW)

0300060009000

8958 02-Dez (19.30h)

8804 30-Jan (19.30h)

8528 27-Jan (19.30h)

8250 09-Dez (18.45h)

9110 18-Dez (18.45h)

Energia (GWh)

0 30 60 90 120 150 180

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18-Dez 179

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02-12-2008

MW



As afluências aos aproveitamentos hidroeléctricos situaram-se pelo quinto ano consecutivo abaixo da média com um índice de apenas 0,56. A produção hidroeléctrica reduziu-se 32% face ao ano anterior, abastecendo 11% do consumo. As centrais térmicas, onde as condições de mercado levaram a produção a gás natural a ultrapassar pela primeira vez a produção a carvão, aumentaram ligei-ramente a sua produção, em 2%, satisfazendo 47% do consumo. No seu conjunto, as centrais em regime ordiná-rio reduziram a produção em 8%.

Os Produtores em Regime Especial aumentaram as entregas à rede em 14%, abastecendo 23% do consumo. A produção eólica, que no final do ano totalizava uma potência ligada à rede de 2600 MW, teve um aumento de 42% enquanto a cogeração apresentou uma redução de 6%.

Com as exportações praticamente reduzidas a zero, o saldo importador aumentou 26% e foi o mais elevado de sempre, permitindo abastecer 19% do consumo.

Satisfação do consumo

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Saldo Import. Hidráulica

Fuelóleo

Gás Natural

Carvão PRE

Consumo

TWh

Gás24%

SaldoImportador

19%

Fuel2%

Carvão21%

Hidráulica

11%

PRE23%



Para além da subida da produção termoeléctrica a gás registada em 2008, os consumos nos restantes segmentos do mercado continuaram igualmente a crescer, tendo-se registado relativamente ao ano anterior um crescimento de 2,0% no caso do mercado convencional abastecido através da RNTGN e de 19,1% no que se refere ao mercado convencional abastecido através das UAG’s - Unidades Autónomas de Gaseificação.

O aprovisionamento de gás natural para o mercado português em 2008 foi assegurado pelo gasoduto a partir da Argélia (Sonatrach), através do sistema internacional de gasodutos, passando por Espanha até aos pontos de entrada Badajoz/Campo Maior, com um contributo de 43%, e pelo GNL proveniente da Nigéria, descarregado no terminal de Sines, com 57%.

Consumo de Gás Natural (2008)

Aprovisionamento de Gás Natural (2008)

Estes quantitativos de gás importado, embora evidenciando uma alteração da proporção GN / GNL face aos valores registados em 2007 (34% GN e 66% GNL), ainda assim traduzem a manutenção da situação verificada nos últimos anos, com uma predominância da quota do GNL face ao GN, como resultado da composição do cabaz de contratos de longo prazo em regime de take or pay celebrados em data anterior à entrada em vigor da Directiva n.º 2003/55/CE. O facto da capacidade técnica do terminal de Sines não estar ainda a ser utilizada na totalidade, faz deste terminal o ponto de entrada em Portugal com maior potencial de crescimento para a importação de gás natural.

PRO Convencional RNTGN Convencional UAG

Produção de Electricidade (PRO) 25.343

Convencional RNTGN 27.642

Convencional UAG 506

Total 53.491

1%

52%47%

(GWh)

(*) Referenciado às cargas do TGNL em Sines.Observação: Poder Calorífico Superior médio do gás natural igual a 11,9 kWh/ m³ (n)

(*)

Campo MaiorSines (GNL)

Campo Maior 22.978Sines (GNL) 30.476

Total 53.454

57% 43%

(GWh)

Gás natural A procura de gás natural em Portugal aumentou

9,4%, de 48,9 TWh em 2007 para 53,5 TWh em 2008, consequência directa da subida generalizada verificada em todos os segmentos de mercado.


5.3.6. Mercado liberalizado

ElectricidadeEm 2008 continuou a verificar-se a tendência de abandono do mercado liberalizado por parte dos clientes de todos os

níveis de tensão, com excepção dos clientes do segmento BTN, os de menor dimensão do tipo residencial.Desta forma, no final do ano transacto, registou-se um crescimento para 197 752 do número de clientes do mercado

liberalizado, sendo que somente 464 não eram clientes BTN.

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Clientes no Mercado Liberalizado Consumo dos Clientes não Vinculados

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2007 2008 Variação

MAT 1 0 -100,0%

AT 1 0 -100,0%

MT 1767 7 -99,6%

BTE 6176 457 -92,6%

BTN 143668 197288 37,3%

Total 151613 197752 30,4%


Em consequência, apesar do crescimento do número de clientes do mercado liberalizado, continuou a verificar-se uma redução muito significativa do respectivo consu-mo que em 2008 representou apenas 3% do consumo do SEN.

Actualmente encontram-se em actividade 17 Agentes de Mercado, sendo 5 nacionais, dos quais 2 produtores.



No mês final do ano, os Comercializadores activos foram a EDP Serviço Universal (98% da energia adquirida no mer-cado grossista), a EDP Comercial (2%), a Endesa (<0,1%), a Union Fenosa (<0,1%) e a Iberdrola (<0,1%). Os Forne-cedores de energia ao mercado foram a EDP Energias de Portugal (65% da energia fornecida ao mercado grossista), a REN Trading (12%) e o restante (23%) foi satisfeito pela Importação.

Gás NaturalEm 1 de Janeiro 2008, o processo de abertura de mer-

cado nacional passou a abranger os clientes com consumo anual superior a 1 milhão de m3(n), ou 12 GWh. O primeiro processo de mudança de comercializador registado neste es-calão de consumos verificou-se em 1 de Dezembro, no âmbi-to do qual se concretizou a entrada no mercado do primeiro comercializador livre não português, recorrendo ao uso das infra-estruturas da RNTIAT e da RNDGN.

De referir que em Julho de 2008 entraram em vigor as ta-rifas reguladas para o segundo ano-gás, incluindo as tarifas de acesso à RNDGN, as tarifas de comercialização de últi-mo recurso e as tarifas de gás/energia (no primeiro ano-gás apenas vigoraram as tarifas reguladas de acesso às infra-estruturas da RNTIAT).

Em Dezembro foram publicados pela ERSE os termos e as condições de realização do primeiro leilão de gás natu-ral, referente aos contratos de aprovisionamento de longo prazo, na modalidade de take or pay celebrados antes da entrada em vigor da Directiva n.º 2003/55/CE, para o ano gás de 2009-2010. Esta medida decorreu das disposições do Regulamento de Relações Comerciais, que estabelece que o comercializador do SNGN deverá promover a realização de leilões anuais de gás natural para satisfação de consumos nacionais, sendo as quantidades mínimas a disponibilizar de 300 milhões de m3(n)/ano, no período 2009 a 2011.

A participação nos leilões está limitada aos comercia-lizadores em regime de mercado e aos clientes elegíveis, destinando-se o gás natural adquirido a ser exclusivamente consumido em território nacional, excluindo os centros elec-troprodutores em regime ordinário.

5.3.7. Eficiência energética

Em linha com os objectivos da Directiva n.º 2006/32/CE, relativa à eficiência na utilização final de energia e nos servi-ços energéticos, a Resolução do Conselho de Ministros RCM 80/2008, de 20 de Maio, aprova o Plano Nacional de Acção

para a Eficiência Energética (PNAEE) (2008-2015), também designado “Portugal Eficiência 2015”. Este plano engloba um conjunto alargado de programas e medidas para actuar nas várias vertentes da eficiência energética.

Em resultado das medidas preconizadas o consumo final de energia poderá ser reduzido em 10% até 2015, permitindo mitigar o crescimento da nossa factura energética em 1% por ano nesse horizonte. Para a electricidade este objectivo corresponde a atingir uma redução de 7% do consumo em 2015.

Ainda neste âmbito, o valor acumulado das poupanças esperadas de consumo no período 2009-2024, resultantes da implementação do Plano para a Promoção para a Eficiên-cia no Consumo de Electricidade (PPEC) 2008 da ERSE é de 878 GWh, a que correspondem cerca de 325 kt de emissões evitadas de CO2.

Ao nível da produção de electricidade prevê-se que com a entrada em serviço das novas centrais de ciclo combinado a gás natural e, com a desclassificação das centrais a fueló-leo, o rendimento médio de conversão da produção termoe-léctrica atinja cerca de 50% no horizonte 2015.

5.3.8. Energias renováveis

Embora os mecanismos de apoio à produção renovável em Portugal assentem especialmente em tarifas garantidas, subsídios ao investimento e benefícios fiscais, também existe um mecanismo de apoio orientado para o mercado, assente em certificados verdes e garantias de origem (RECS-Renewa-ble Energy Certificate System). Em 2008 a REN, como entida-de emissora de certificados RECS em Portugal, emitiu 123 363 certificados, correspondentes a 123 GWh de produção hidroeléctrica, o que traduz um aumento de 41% face ao ano de 2007.

Para cumprimento do novo objectivo estabelecido para Portugal no que respeita à quota de energia produzida a partir de fontes renováveis - 31% da energia primária - será necessária a contribuição de todos os sectores.

A estratégia que tem vindo a ser referida pelo Governo Português para atingir esse objectivo preconiza uma contri-buição de 59% das fontes renováveis na produção de electri-cidade em 2020, assumindo para o efeito:

superar os 7000 MW de capacidade hidroeléctrica,•aumentar a potência eólica instalada de 5100 MW em •2010 para 8500 MW em 2020, e aumentar a potência instalada em energia solar de 120 MW para 700 MW, no mesmo horizonte.



5.4. A regulação económica

A envolvente regulatória da actividade da REN no sector eléctrico

A REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A., enquanto entidade concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), desenvolve a sua actividade num contexto regulado pela legislação em vigor, pelo Contrato de Concessão de Serviço Público celebrado com o Estado e pelos Regulamentos estabelecidos, quer pela Direcção Geral de Geologia e Energia (DGGE), quer pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE).

O Grupo REN exerce no sector eléctrico três actividades reguladas: Gestão Global do Sistema, Transporte de Energia Eléctrica e Compra e Venda de Energia Eléctrica do Agente Comercial que consiste no trading, no âmbito

do MIBEL, da produção proveniente dos contratos de aquisição de energia eléctrica (CAE) não cessados, através da REN Trading. Estas três actividades são remuneradas apenas por duas tarifas reguladas: a tarifa de Uso Global do Sistema (UGS) e a tarifa de Uso da Rede de Transporte (URT). Os proveitos da actividade Agente Comercial são essencialmente provenientes da venda em mercado da produção dos CAE não cessados, reflectindo a tarifa UGS a diferença, positiva ou negativa, entre o proveito desta venda e o correspondente custo resultante dos CAE.

As duas tarifas acima referidas são fixadas anualmente pela ERSE com base em valores previsionais energéticos e económicos, nomeadamente os respeitantes a procura, custos, proveitos e investimentos, e decorrem de um



várias empresas reguladas a estar em concorrência pelo montante global definido previamente. Este mecanismo de incentivos assume importância crescente para a REN, tendo em atenção o seu tratamento como “custos aceites” no novo modelo de regulação com incentivos do transporte de electricidade, que passará a ser aplicado a partir de 2009.

Consequência das tarifas fixadas para 20081 No início do ano 2008, o saldo de todos os desvios

tarifários (que induziram à criação do défice tarifário) da electricidade era favorável à REN e ascendia a 524,1 milhões de euros.

Relembra-se que, quando da fixação das tarifas de 2008, fora pressuposto que, de acordo com o Despacho n.º 11 171/2008, de 12 de Dezembro de 2007, do Ministro da Economia e da Inovação, este saldo seria abatido, no início de 2008, no montante de 466,2 milhões de euros provenientes de parte do valor do equilíbrio económico-financeiro associado aos direitos de utilização do domínio público hídrico transmitidos pela REN às empresas titu-lares dos correspondentes centros electroprodutores, nos termos do Decreto-Lei n.º 226-A/2007, de 31 de Maio. Este montante (correspondendo cerca de 152,3 milhões de euros ao desvio tarifário de terrenos ocorrido de 1999 a 2003 e cerca de 314,0 milhões de euros aos défices ta-rifários de 2006 e 2007, suportados pela REN) veio a ser recebido e abatido àquele saldo em 4 de Abril de 2008.

As tarifas fixadas para o ano de 2008 subestimaram em cerca de 57,3 milhões de euros os custos das empre-sas do sector eléctrico do Grupo e apesar de pressuporem uma recuperação tarifária, de desvios de anos anteriores, no montante de 37,8 milhões de euros, conduziram a um saldo da conta de desvios tarifários, no final de 2008, de 77,4 milhões de euros, dos quais cerca de 68,1 milhões de euros correspondem a custos com interruptibilidade (2007 e 2008).

Será de referir que o desvio tarifário nas contas de Balanço, relativo a custos com interruptibilidade, irá diminuir significativamente, na medida em que o novo Regulamento Tarifário já prevê que os custos com a interruptibilidade passem a ser incluídos nas tarifas de cada ano, com base em previsões, ao contrário do que acontecia anteriormente, em que só eram aceites a posteriori.

modelo de regulação económica baseado em custos aceites e na aplicação de uma taxa de remuneração dos activos líquidos afectos a cada actividade (esta taxa de remuneração foi fixada pela ERSE para o triénio 2006-2008, em termos nominais e antes de impostos, no valor de 7%). As tarifas fixadas pela ERSE reflectem, ainda, desvios tarifários que, dois anos depois, reconciliam (na medida em que sejam justificáveis e aceites pela ERSE) valores previstos e ocorridos de custos e proveitos.

Evolução regulatória durante 2008No primeiro trimestre de 2008, a REN apresentou

à ERSE uma proposta de introdução de incentivos no modelo regulatório da actividade de Transporte de Energia Eléctrica. Esta proposta foi, em parte, reflectida na alteração regulamentar que a ERSE colocou em discussão pública, no início de Junho, e que culminou com a publicação, em 14 de Agosto, dos novos regulamentos tarifário e de relações comerciais.

No que diz respeito ao transporte de electricidade, o novo regulamento tarifário introduz incentivos ao investimento, à redução de custos de operação e manutenção, à disponibilidade da rede e à manutenção de activos em fim de vida útil. Passam a ser definidas metas de eficiência aplicáveis aos custos operacionais e valores de referência para os custos incrementais de manutenção associados ao crescimento da rede. Os novos investimentos no transporte de electricidade passam a ser valorizados a “custos de referência” e são objecto de um prémio de remuneração.

A parametrização destes incentivos só veio a ser, em parte, conhecida com a publicação, em 15 de Dezembro, dos parâmetros regulatórios para o período 2009-2011, que ocorreu em simultâneo com a publicação das tarifas para 2009.

O mecanismo de optimização da gestão dos CAE e da gestão das licenças de emissão de CO2, previsto desde meados de 2007 para incentivar as acções de trading do Agente Comercial, repartindo os ganhos da optimização entre os consumidores e a empresa, veio a ser regulamentado e parametrizado pela ERSE próximo do final do primeiro trimestre de 2008. De acordo com a actual parametrização do mecanismo, poderão ser obtidos ganhos para a empresa da ordem dos 5 milhões de euros anuais.

É ainda de referir que, durante 2008, foram definidas pela ERSE novas regras para os Planos de Promoção do Desempenho Ambiental (PPDA), passando agora as

1Valores registados de acordo com as regras da contabilidade regulada (POC).



No gráfico seguinte apresenta-se, para o período 1999-2008, a evolução do saldo das contas de desvios tarifários, no final de cada ano.

Tarifas em 2009 e parâmetros para o período de regulação 2009-2011

Em 15 de Dezembro de 2008, a ERSE fixou as tarifas de electricidade para 2009 e os parâmetros para o período de regulação 2009-2011.

Esta fixação de tarifas e parâmetros teve especial importância para a REN, uma vez que o novo modelo de regulação económica prevê a introdução de incentivos explícitos na actividade de transporte de electricidade.

No que respeita à remuneração dos activos destacam--se os seguintes parâmetros fixados para o período 2009-2011:

A taxa de remuneração dos activos existentes e •dos activos a entrar em exploração, que não sejam valorizáveis a “custos de referência”, é indexada à rendibilidade das Obrigações do Tesouro a 10 anos, acrescida de um spread de 3%, o que equivale a uma taxa de remuneração em 2009 de 7,55%, nominais e antes de impostos, que compara com a taxa de remuneração de 7,0% aplicada aos activos em exploração no triénio 2006-2008; A taxa de remuneração dos novos investimentos •a entrar em exploração a partir do início de 2009, que sejam valorizados a “custos de referência”, é indexada à rendibilidade das Obrigações do Tesouro

a 10 anos, acrescida de um spread de 4,5%, o que equivale a uma taxa de remuneração em 2009 de 9,05%, nominais e antes de impostos; é de referir que este incentivo era inexistente no actual período regulatório.

A REN está a colaborar com a ERSE no processo para a determinação dos mencionados “custos de referência”.

Relativamente aos Custos de Operação e Manutenção (OPEX) da actividade de transporte de energia eléctrica, foi fixada uma trajectória de “proveito máximo” ao longo do triénio, indexando o nível de OPEX no final de 2008 à taxa de inflação, deduzida de um factor de eficiência anual de 0,5%, e adicionando o aumento de OPEX derivado do crescimento anual da rede de transporte (km de linhas e número de painéis nas subestações), calculado com os correspondentes custos incrementais, também fixados pela ERSE.

Os custos com ambiente e outros custos derivados de obrigações legais, como é o caso da “limpeza de florestas”, constituem custos adicionais, sujeitos a um tratamento “por custos aceites”.

Será de referir que ficaram ainda por definir, durante o ano de 2009, os parâmetros para cálculo dos incentivos à disponibilidade da rede de transporte e à manutenção em exploração de equipamento em fim de vida útil.

Saldo das contas de balanço de desvios tarifários no final de cada ano

185

338

290247

575

650

542

89

-15

423

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Anos

Milh

ões

de E

uros



Custo do acesso à rede de transporteO custo médio do acesso à rede de transporte é

uma variável relevante em comparações internacionais e plurianuais. No caso português este custo resulta da composição das tarifas de Uso da Rede de Transporte (URT) e de Uso Global do Sistema (UGS).

A tarifa de Uso Global do Sistema da REN recupera os custos da actividade de Gestão Global do Sistema (GGS), que para além de incluir os custos de gestão do sistema (tais como: despacho nacional, monitorização da segurança do abastecimento, telecomunicações de segurança, operação da contratação de serviços de sistema e da compensação de desvios e energia e a operação do sistema de acerto de contas entre os agentes de mercado) inclui ainda os custos com a interruptibilidade e diversos custos de interesse económico geral: custos com o OMIP e o OMIClear, custos com a ERSE, pagamento da convergência tarifária às Regiões Autónomas, remuneração e amortização dos terrenos dos centros electroprodutores, compensação ao Agente Comercial e custos relativos ao Plano de Promoção de Eficiência no Consumo.

No gráfico seguinte, apresenta-se a evolução, a preços constantes de 2000, dos proveitos tarifários médios destas duas tarifas, corrigidos de desvios, ao longo do período 2000-2008, retirando da tarifa UGS a interruptibilidade, os custos de interesse económico geral e os custos associados à aquisição de serviços de sistema.

Custo médio do acesso à rede de transporte (cent/kWh) - Preços constantes 2000

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

TEEGGS (excluindo custos com interruptabilidade, custos de interesse económico geral e serviços de sistema)

GGS (excluindo custos com interruptibilidade, custos de interesse económico geral e serviços de sistema)



Excluindo os custos referidos, verifica-se que o custo médio global do acesso à rede de transporte diminuiu, entre 2000 e 2008, cerca de 6,3% (+18,8% em termos nominais) decorrente da diminuição do custo médio da actividade de Transporte de Energia Eléctrica de 4,1% (+21,6% em termos nominais), e da diminuição do custo médio da actividade de Gestão Global do Sistema de 20,7% (+0,5% em termos nominais).

Saliente-se que as evoluções referidas reflectem os volumosos investimentos efectuados pela REN, que têm como principais drivers a viabilização da Estratégia Nacional para a Energia (ENE) definida pelo Governo, em especial o atingir-se a meta dos 45% da produção eléctrica a partir de energias renováveis, a construção do MIBEL e a segurança de abastecimento ao país.

Trocas comerciais transfronteiriçasA ETSO (European Transmission System Operators),

associação constituída por operadores de redes de países europeus, nomeadamente, todos os pertencentes à União Europeia, à Suíça e à Noruega, em ligação com a Comissão Europeia e os Reguladores dos vários países europeus através do ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas), grupo que actua como consultor da Comissão em assuntos de energia, é responsável pela aplicação de um mecanismo para compensar a rede de transporte de cada país pela sua utilização por trânsitos de energia eléctrica induzidos por terceiros.

Os critérios de funcionamento daquele mecanismo, actualmente designado por ITC (Inter-TSO Compensation) têm sido objecto de grande discussão e controvérsia. Não tendo sido possível chegar a acordo sobre uma me-todologia consistente, foi estabelecida uma metodologia provisória, que vigorará ainda durante 2009, enquanto decorrem os estudos de metodologias alternativas que permitam maior aderência à realidade física dos trânsitos de electricidade.

O montante de ITC de 2008 constituiu um custo para a REN de 6,3 milhões de euros a ser incluído na tarifa URT, superior em cerca de 50% do valor do ano anterior.

Correcção de hidraulicidade As tarifas de venda de energia eléctrica em Portugal

repercutem, por norma, custos médios de produção, ao invés de flutuarem, ao longo dos anos, de acordo com a variabilidade hidroeléctrica, particularmente significativa em Portugal.

Para compatibilizar este objectivo de estabilidade tarifária com o da estabilidade dos resultados das empresas eléctricas expostas ao risco de hidraulicidade, têm existido, desde há longos anos no sector eléctrico, mecanismos financeiros de compensação interanual de custos.

Enquanto a REN foi detentora dos CAE e efectuou a venda da correspondente produção através de uma tarifa que repercutia a média dos custos associados aos vários regimes hidrológicos, o mecanismo de correcção de hidraulicidade cobria, positiva ou negativamente, o diferencial entre os custos associados ao regime ocorrido e os custos médios supostos nas tarifas. O novo enquadramento da actividade de produção em regime de mercado, ocorrido em 1 de Julho de 2007, tirou sentido à mecânica adoptada até então.

De acordo com as disposições legislativas específicas, a conta da correcção de hidraulicidade é detida pela EDP - Energias de Portugal, S.A.

Enquanto se aguarda a revisão da legislação e a definição de novos procedimentos, apenas têm sido considerados na conta de correcção de hidraulicidade, os encargos financeiros associados ao saldo acumulado da referida conta, que são responsabilidade da EDP-Energias de Portugal, S.A. Assim, o saldo da conta da correcção de hidraulicidade no final do ano 2008 atingiu o montante de 237,8 milhões de euros.

A envolvente regulatória das actividades da REN no Gás Natural

No Gás Natural, a REN é responsável pelas principais infra-estruturas de alta-pressão do SNGN (Sistema Na-cional de Gás Natural) através das suas subsidiárias, REN Gasodutos S.A., REN Armazenagem S.A. e REN Terminal de GNL S.A., detentoras de Contrato de Concessão de Serviço Público no âmbito da RNTIAT (Rede Nacional de Transporte, Infra-estruturas de Armazenamento e Termi-nais de GNL). Em particular, a REN Gasodutos detém a concessão exclusiva do transporte de gás natural em alta pressão para o território continental português e incorpora a actividade de Gestão Global do SNGN.

As concessionárias desenvolvem a sua actividade num contexto regulado pela legislação em vigor, pelos Contratos de Concessão de Serviço Público celebrados com o Estado e pelos Regulamentos estabelecidos, quer pela Direcção Geral de Geologia e Energia (DGGE), quer pela Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE), entretanto publicados.



A remuneração regulada é definida no âmbito do Regulamento Tarifário pela definição dos proveitos permitidos das empresas REN do gás natural, sendo o período de regulação de três anos, com estabilização dos parâmetros nesse período de regulação e revisão anual de tarifas.

Estes proveitos decorrem fundamentalmente de uma regulação por ‘custo de serviço’ que remunera os activos fixos a uma taxa definida para cada período de regu-lação pela entidade reguladora. Os custos operacionais reconhecidos são igualmente incluídos nas tarifas.

As actividades reguladas exercidas pela REN Gaso-dutos são o Transporte de Gás Natural em Alta Pressão, e a Gestão Técnica Global do SNGN, sendo a primeira remunerada pela tarifa URT (Uso da Rede de Transporte) e a segunda pela tarifa UGS (Uso Global do Sistema).

O armazenamento é exercido pela REN Armazenagem aplicando-se uma tarifa UAS (Uso do Armazenamento Subterrâneo) proporcional à energia armazenada em cada dia e aos volumes diários injectados e extraídos do armazenamento.

Na REN Atlântico, exerce-se a actividade de recepção, armazenamento e regaseificação de GNL remunerada através da tarifa UTRAR (Uso do Terminal de Recepção, Armazenamento e Regaseificação) que inclui preços de capacidade de regaseificação utilizada e energia processada e armazenamento usado em cada dia. Os camiões cisterna possuem para cada carga uma tarifa específica.

Nos termos previstos no Regulamento Tarifário, a ERSE apresentou, em Junho de 2008, as ‘Tarifas e Preços de Gás Natural para o ano gás 2008-2009’ com base nos parâmetros de regulação publicados em 2007 para o período de regulação 2007-2008 a 2009-2010 e que definem os proveitos permitidos a cada uma das actividades reguladas, bem como os preços para as tarifas praticadas.

Os proveitos de capital permitidos decorrem da aplicação de um processo de alisamento a partir de uma fórmula publicada pela entidade reguladora e que se traduz, em termos muito sumários, em dividir o valor actual dos proveitos futuros até ao fim da concessão, pelo ‘valor actual’ das quantidades do mesmo período descontados com um factor definido pela mesma entidade. Este processo de alisamento é aplicado para a determinação dos proveitos da REN Gasodutos e da REN Atlântico, mas não da REN Armazenagem.

Evolução regulatória em 2008 Durante o ano de 2008, foram publicadas pela ERSE,

para o sector do gás natural, disposições complementares à regulamentação base publicada em 2006 listando-se as mais significativas para a actividade das empresas do Grupo do Sector do Gás Natural:

O Despacho n.º 7927/2008, de 17 de Março, veio •aprovar as Metodologias para Determinação e A tribuição da Capacidade das 3 infra-estruturas da REN (RNTGN, Armazenamento Subterrâneo e Terminal de GNL); O Despacho n.º 12 187/2008, de 29 de Abril, veio •aprovar o Manual de Procedimentos do Acerto de Contas do Sector do Gás Natural;O Despacho n.º 16 719/2008, de 19 de Junho, •veio aprovar o Manual da Operação do Sistema do Sector do Gás Natural; O Despacho n.º 17 630/2008, de 30 de Junho, aprova •os parâmetros para a definição das tarifas, bem como os valores das tarifas e preços para vigorarem no ano-gás de Julho de 2008 a Junho de 2009.

No final de 2008 a ERSE aprovou através do seu Despacho n.º 24/2008, o Guia de Medição, Leitura e Disponibilização de Dados do sector do gás natural, completando, assim, a sub-regulamentação prevista no Regulamento de Relações Comerciais (RRC).

Sublinha-se em particular, o facto de ter sido clarificado pela ERSE o papel da REN Gasodutos no estabelecimento e operacionalização da perequação de transporte para os agentes fornecidos a partir de UAG (Unidades Autónomas de Regaseificação de Gás Natural). Assegura-se assim que os utilizadores fornecidos por UAG pagam pelo serviço de transporte de GN o mesmo que qualquer utilizador abastecido por gasoduto. Por esse facto, a REN Gasodutos factura o distribuidor à saída da UAG como se de uma saída da rede de alta pressão se tratasse, reconhecendo e pagando os custos de transporte rodoviário incorridos pelos agentes ao abastecer a UAG respectiva.

Igualmente em 2008 foram aprovados os primeiros PPDA (Planos de Promoção e Desenvolvimento Ambiental) que se enquadram nas actividades desenvolvidas por cada empresa e foram oportunamente submetidos à ERSE para aprovação. Os custos relacionados são enquadrados num processo específico, dado tratarem-se de custos adicionais incorridos para permitir a sua execução.



Acesso às infra-estruturas Decorrido um ano e meio de regulação do sector do

gás natural e em particular das infra-estruturas de alta pressão, os utilizadores acedem-lhes hoje em condições de transparência e igualdade de tratamento, tendo sido feita a transição para a situação actual de forma sustentada. A tendência é para o número de agentes aumentar com a progressiva abertura do mercado. As regras de acesso estabelecidas, têm progressivamente sido postas à prova demonstrando a sua resiliência e permitindo que a gestão operacional dos acessos dos diversos agentes se processe de forma clara e transparente.

A experiência adquirida com o início do acesso de terceiros às infra-estruturas de alta pressão, desde 1 de Julho de 2007, foi incorporada na sub-regulamentação que entretanto se completou no essencial, para permitir o acesso de terceiros agora com mais agentes desde 1 de Julho de 2008. Em particular realça-se a aprovação de elementos essenciais, como o Manual de Procedimentos de Acerto de Contas e o Manual de Procedimentos de Operação do Sistema, que definem operacionalmente as regras de acesso às infra-estruturas da RNTIAT, bem como o Guia de Medição, Leitura e Disponibilização de Dados do sector do Gás Natural.

A remuneração das actividades reguladas em 2008 O ano-gás, período de 12 meses com início a 1 de

Julho de cada ano e que finda a 30 de Junho do ano seguinte, é um conceito criado pela ERSE com reflexos em toda a regulação do gás, nomeadamente na fixação de proveitos, desvios tarifários e tarifas. Qualquer ano civil, como é o caso de 2008, é assim constituído por duas metades de distintos anos-gás, sujeitos a diferentes regimes tarifários.

Durante o ano de 2007, o plano de investimentos das empresas do gás foi revisto. Na sua função de Gestor Técnico Global do SNGN, a REN Gasodutos reviu as necessidades de capacidade e segurança de abastecimento a proporcionar pelas infra-estruturas, de modo a viabilizar os aumentos de utilização esperados, decorrentes fundamentalmente da concretização dos planos de construção de mais centrais de ciclo combinado.

Por este facto, o aumento de proveitos decorrente só foi incorporado no processo de regulação e consequentemente nas tarifas, com o advento do novo ano-gás que se iniciou em Julho de 2008.

Os valores dos proveitos permitidos para os anos-gás 2007-2008 e 2008-2009 para as actividades das empresas reguladas foram calculados pela ERSE com a seguinte base:

Taxa de remuneração dos activos regulados - 8% no •período de regulação - 3 anos; Taxa de actualização para proveitos de capital na •fórmula de alisamento - 8%1; Taxa de actualização das quantidades - 15% para •as actividades da REN Atlântico; 11% para as actividades da REN Gasodutos.2

As tarifas com alisamento de proveitos no período de •concessão são a URT e a UTRAR.

Nas actividades sujeitas a alisamento, URT e UTRAR os proveitos autorizados são função das quantidades e dos investimentos previstos até final da concessão. O processo de alisamento apura uma tarifa unitária (actualização dos proveitos futuros e das quantidades futuras), que multiplicada pelas quantidades do ano, dão como consequência os proveitos de capital. Os proveitos permitidos correspondem aos proveitos de capital, adicionados dos custos operacionais.

Desvios tarifários no ano de 2008Por só ter existido o segundo semestre de 2007 com

proveitos regulados, não é possível fazer correctamente a comparação 2007/2008 em termos de ano comum.

Os desvios tarifários relativos às empresas do gás no ano de 2008 foram de 6,5 milhões de euros a receber (1,3 milhões no primeiro semestre de 2008 e 5,2 milhões no segundo correspondente a outro ano-gás, o ano 2008-2009).

Os desvios do segundo semestre, os mais significativos, são originados essencialmente por um desvio das variáveis de facturação da capacidade de transporte e de utilização do armazenamento de GN. Estes desvios serão incorporados dois anos depois de ocorrerem nos proveitos permitidos à luz do modelo regulativo, sendo expectável a

1A ERSE procedeu ao ajuste dos perfis de recuperação dos custos com capital no processo de alisamento das actividades da REN Atlântico e da REN Gasodutos, nos termos previstos nas disposições transitórias do Regulamento Tarifário, por actuação nas taxas de actualização do valor actual das quantidades de gás natural movimentadas em cada infra-estrutura, por forma a fazer face à incerteza das quantidades a movimentar ao longo do período da concessão (40 anos) e ajustando a recuperação de investimentos entre utilizadores actuais e futuros. 2Os valores são diferentes da taxa de actualização dos proveitos de capital para ajustar o perfil de recuperação do investimento.



sua redução significativa em 2009, ainda durante o ano-gás 2008-2009, pela entrada em funcionamento de importantes consumos que estão programados e pela disponibilização de mais capacidade de armazenamento de GN.

Custo médio do acesso às infra-estruturasO custo médio é calculado tendo por base as

quantidades processadas e os proveitos permitidos previstos no tarifário. Este indicador e a sua evolução são importantes no sentido de sinalizar a evolução dos custos para os utilizadores e pretende-se indicar desde já os valores mesmo sabendo que a sua comparação com períodos anteriores não é possível por não haver histórico de regulação.

Para a REN Gasodutos, o custo médio de acesso às redes em 2008 foi 0,18 cêntimos/kWh. As quantidades movimentadas tiveram um desvio desfavorável de 7,56% face à previsão que serviu de base às tarifas.

Para a REN Armazenagem, o custo médio de armazenamento para o ano-gás 2008 foi de 0,00198 cêntimos/kWh/dia. As quantidades armazenadas situaram-se 31% abaixo da previsão, explicado pelo facto de em termos previsionais se ter considerado um volume disponível superior ao efectivamente verificado à data. A finalização da cavidade em construção foi adiada, dada a opção que foi tomada de aproveitar as condições geológicas favoráveis que foram entretanto detectadas e que permitiram aumentar o seu volume físico com um reduzido incremento de custo, permitindo assim uma redução do correspondente custo unitário.

Para a REN Atlântico, o custo médio de regaseificação para o ano 2008 foi de 0,110 cêntimos/kWh. As quantidades recepcionadas situaram-se 11% acima do que estava previsto tendo, por isso, o custo de regaseificação real sido inferior ao previsto para 2008 (0,114 cêntimos/kWh).

A liberalização O calendário de abertura do mercado foi estabelecido

pelo Decreto-Lei 140/2006 tendo-se definido a abertura aos clientes de produção ordinária de energia eléctrica em 2007, para os grandes clientes industriais, com consumo anual superior a 1 Mm3 em 2008, para clientes acima de 10 000 m3 anuais em 2009 e para o restante mercado a partir de 1 de Janeiro de 2010. Este calendário está a ser cumprido devendo contudo ter-se em conta o advento dos anos-gás que começam em Julho e não em Janeiro. No início de 2009 fica assim aberta mais uma parte importante

do mercado, que inclui já um número significativo de consumidores, todos aqueles com consumos anuais acima de 10 000 m3/ano.

TrânsitoA REN Gasodutos adquiriu com os activos de transporte

um conjunto de contratos e participações através dos quais presta serviços de trânsito na rede nacional ao operador da rede de Espanha de alta pressão, a Enagás.



5.5. Actividade do Grupo em 2008

5.5.1. Negócio de transporte de electricidade

Exploração da Rede Nacional de transporte

Comportamento das redes No decorrer de 2008 registaram-se poucos congestio-

namentos na rede de transporte de energia em Muito Alta Tensão. Os mais frequentes ocorreram na bolsa dos 150 kV do Cávado e estiveram associados a indisponibilidades relacionadas com a entrada em serviço do Posto de Corte de Pedralva e da Subestação de Frades. O impacto das referidas limitações nos planos de produção foi todavia mínimo, atendendo à baixa hidraulicidade registada no ano transacto.

3,04

6,32

3,76

1,09 1,95 0,5 0,49 0,74 1,29

23,07

6,08

11,91

0,272,74

0,07

0

5

10

15

20

25

30

Minutos Incidente de 9 de Maio

Incidente de2 de Agosto

(Incêndios - Situação de força maior)

Incidente de 17 de Novembro(1 cliente MAT

afectado)

Incidentes (Incêndios - Situação

de força maior)

Incidente de4 de Novembro

(UCTE - situação de força maior)

Incidente de1 de Julho

(Vandalismo-situaçãode força maior)

0,57

1999 20052004 2006 20072003200220012000 2008

Evolução do tempo de interrupção equivalente - TIE

Em termos de operação do sistema registou-se no início do Verão de 2008 o fim do período transitório, que se encontrava previsto no Manual de Procedimentos do Gestor de Sistema, passando a regulação e consequentemente a liquidação a ser feita por Área de Balanço.

Qualidade de serviço A qualidade de serviço da Rede Nacional de

Transporte, entendida como segurança e continuidade do abastecimento de energia eléctrica com características técnicas adequadas, situou-se num nível elevado, o indicador Tempo de Interrupção Equivalente (TIE) registou em 2008 o valor de 1,29 minutos. Dito de outra forma, a REN alimentou de energia eléctrica os diversos pontos de entrega aos clientes em 99,99976% do tempo (cerca de 999 horas, 59 minutos e 51 segundos, por cada 1 000 horas).



Da análise do gráfico pode constatar-se a tendência para uma melhoria sustentada da continuidade de serviço nos últimos anos, excluídas as situações pontuais e de carácter excepcional e/ou de força maior assinaladas.

Prosseguiu em 2008 a monitorização da qualidade da onda de tensão na generalidade dos pontos de entrega e de interligação da RNT.

As medições efectuadas continuam a mostrar resul-tados que se enquadram, com um reduzido número de excepções em casos pontuais e localizados, nos valores recomendados no Regulamento da Qualidade de Serviço.

No que respeita a incidentes e perturbações, verificou--se uma melhoria global significativa do comportamento da rede, tendo ocorrido 204 incidentes (menos 9,7% que em 2007), dos quais 152 tiveram origem na Rede de Muito Alta Tensão (MAT), 37 na Rede de Alta Tensão (AT) e 15 em outras redes mas com impacto nas redes MAT e AT da REN.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2003 2004 2005 2006 2007 20082002

N.º

de

inci

dent

es

Rede MAT Rede AT Redes externas à REN

Evolução do número de incidentes

Apenas 11 incidentes (5,4% do total) tiveram impacto no abastecimento de energia eléctrica aos clientes.

O valor da Energia Não Fornecida (ENF) resultante destes incidentes foi estimado em 124,4 MWh.



Desempenho das LinhasEm 2008 manteve-se a tendência, já verificada nos

anos anteriores, de melhoria global do desempenho das linhas da RNT. A taxa global de disponibilidade dos circuitos de linha, incluindo os painéis terminais foi, em 2008, de 97,2%, valor ligeiramente inferior (-1,1%) ao verificado no ano anterior, devido em grande parte aos inúmeros trabalhos de modificação e melhoria, nomeadamente, reforços da capacidade de transporte (uprating) em diversos circuitos da rede.

O gráfico da figura seguinte ilustra o desempenho das linhas nos últimos anos, por nível de tensão, no que respeita ao número de defeitos nelas registados por 100 quilómetros de circuito.

Os valores de 2008 são significativamente inferiores à média dos últimos 10 anos. O índice global da rede MAT registou pelo terceiro ano consecutivo nova diminuição (-9,1%), situando-se agora num mínimo histórico de 2,0 defeitos por 100 km.

Estes resultados comprovam a eficácia das medidas preventivas implementadas nos últimos anos, sustentadas nas seguintes linhas de acção:

Rejuvenescimento de diversas linhas, com reforço da •capacidade de transporte (upratings) e substituição de cadeias de isoladores e acessórios, bem como melhoria da blindagem contra descargas atmosféricas;Continuação da substituição de isoladores cerâmicos •e de vidro por isoladores compósitos em linhas críticas instaladas em zonas de forte poluição;Montagem generalizada de plataformas de nidifica-•ção e de dispositivos dissuasores de poiso de aves sobre as cadeias de isoladores, em linhas com im-pactes sobre as aves (cegonhas); Implementação de um novo sistema de inspecção •visual aérea, com termografia e medição de distâncias com tecnologia laser, o qual permite uma intervenção mais eficaz através de georeferenciação de anomalias;Monitorização da contaminação dos isoladores e •subsequentes lavagens estivais mais eficazes;

4,6

2,1

9,1

5,1

4,84,3

3,22,7

7,2

6,6

2,5

6,2

3,3

2,12,0

3,5

2,2

5,3

1,5

4,5

2,0

1,31,4

7,2

7,2

5,2

2,3

3,73,4

2,7

5,15,1

4,4

5,55,0

3,04,1

2,8 2,2

2,0

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

N.º

de

defe

itos

por

100

km

de

circ

uito

Linhas a 400kV Linhas a 220kV Linhas a 150kV Índice global rede de M AT

Evolução do número de defeitos com origem em linhas da RTN por 100 km de circuito



Obras em curso - programa de Investimentos

Evolução da Rede Nacional de TransporteO ano de 2008 foi marcado pela conclusão de impor-

tantes projectos de investimento que permitiram prosseguir com êxito o cumprimento dos objectivos para a recepção de valores acrescidos de energias renováveis, de aumento das capacidades de troca com a rede de Espanha e ainda de reforço de alimentação às redes de Distribuição.

Tendo em vista ilustrar os níveis de utilização dos equipamentos da RNT, apresentam-se no gráfico da figura seguinte a evolução dos indicadores do consumo nacional em relação à potência de transformação e ao comprimento de linhas, desde meados da década de 90.

Constata-se que após uma subida mais ou menos

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Consumo nacional (GWh) / Pot. Trf. M AT/AT (M VA) Consumo nacional (GWh) / Comprimento total de linhas (km)

Implementação de novos processos na vigilância da •vegetação e gestão de material lenhoso nos corredo-res das linhas, no âmbito dos Planos Municipais de Defesa da Floresta contra incêndios.

A maioria dos incidentes que afectaram instalações da REN teve origem nas linhas aéreas (68% do total), tendo tido, uma vez mais, como principais causas as descargas atmosféricas -32% e as aves (cegonhas) -28%.

Desempenho das SubestaçõesDe uma forma geral, as subestações registaram um

comportamento favorável no seu desempenho em serviço. O número de avarias em disjuntores foi significativamente inferior ao registado em 2007, contrariamente ao verificado nos transformadores de potência, onde se verificou um incremento no número de avarias, embora, na maioria dos casos, sem consequência na exploração das redes. A taxa global de disponibilidade de transformadores e autotransformadores (incluindo os respectivos painéis) situou-se nos 97,9%, valor ligeiramente inferior ao do ano anterior (-0,9%), consequência, principalmente, de inúmeras remodelações e substituições de equipamento AT e transformadores de potência concretizadas no decurso de 2008.

No Relatório da Qualidade de Serviço, publicado anualmente pela REN, estes assuntos são tratados com uma maior profundidade técnica.

Grau de utilização de linhas e transformadores



sustentada destes dois indicadores entre 1996 e 2005, assiste-se desde então a uma tendência de descida dos seus valores. Esta redução explica-se principalmente pela expansão da rede a zonas mais remotas com vista à recepção das energias renováveis, em locais onde os consumos são bastante reduzidos.

Projectos concluídos em 2008No ano de 2008 destaca-se a entrada em serviço da

linha a 220 kV Vila Pouca de Aguiar - Valdigem e do ramal para Macedo de Cavaleiros da linha a 220 kV Mogadou-ro - Valeira, os quais estão associados, respectivamente, à abertura da subestação de Vila Pouca de Aguiar e de Macedo de Cavaleiros.

Assinala-se que as duas ligações referidas constituem uma primeira etapa no estabelecimento de uma nova malha a 220 kV que atravessará a região de Trás-os-Montes, desde a futura subestação de Lagoaça até à actual de Valdigem.

Para além das duas novas subestações já mencionadas, foram também concluídas e colocadas em serviço as de Frades (Vieira do Minho), 150/60 kV, e de Carvoeira (Torres Vedras), 220/60 kV, com as consequentes aberturas de linhas existentes, e ainda do Carrapatelo (Cinfães), 220/60 kV, neste caso por ampliação do posto de corte existente.

Na subestação de Pedralva há a assinalar a entrada em operação de dois autotransformadores 400/150 kV, de 450 MVA cada, unidades estas com a função de regulação da desfasagem angular, idênticas à já instalada na subestação da Falagueira. Em Alto de Mira foi colocado em operação o seu segundo autotransformador 400/220 kV, de 450 MVA.

No total foram colocados em serviço 11 novos trans-formadores (equivalentes a 1826 MVA) e 3 autotransfor-madores (1350 MVA). Reforçou-se também a capacidade de transporte de 5 linhas e foram instalados 130 MVAr em novas baterias de condensadores.

Para ligação de produção em regime especial à RNT, foi concluída a linha aérea a 150 kV, entre a subestação de Sines e a central de cogeração da Refinaria de Sines, S.A.

Foi também construído um alargado conjunto de painéis de 60 kV em diversas subestações da RNT tendo em vista a viabilização/ligação de nova Produção em Regime Especial, designadamente diversos parques eólicos (em Frades, Vila Pouca de Aguiar, Macedo de Cavaleiros,

Carrapatelo e Portimão), a central de cogeração da Soporcel (em Lavos) e a central fotovoltaica de Moura (em Alqueva).

De forma a receber na RNT a produção da nova central de ciclo combinado a gás natural de Lares foram igualmente concluídos 2 painéis de 400 kV na subestação de Lavos.

Principais investimentos em curso

Reforço na capacidade de interligaçãoTendo em vista o reforço das capacidades de troca

entre Portugal e Espanha, encontra-se previsto:Na zona do Douro Internacional, a abertura da •nova subestação 400/220 kV de Lagoaça, numa primeira fase apenas como posto de corte de 220 kV e mais tarde também com o nível de 400 kV, com a consequente abertura das linhas da RNT no eixo Picote - Bemposta - Pocinho. Com base no nível de tensão de 400 kV de Lagoaça •será constituída uma nova linha de interligação com a subestação espanhola de Aldeadávila e uma outra para ligação à futura subestação da RNT de Armamar.No Sul, a realização de uma nova interligação a 400 •kV, ligando o Algarve, a partir da futura subestação de Tavira, e a Andaluzia (ligação em Avaliação de Impacte Ambiental).

Ligação de produtores em regime especialCom vista à integração na RNT de novos produtores

em regime especial, referem-se os seguintes reforços:O estabelecimento duma malha a 220 kV em Trás-•os-Montes, desde Lagoaça, no Douro Internacional, até Valdigem, passando pelas actuais subestações de Macedo de Cavaleiros e de Vila Pouca de Aguiar e a futura de Valpaços.A criação da subestação de Armamar e a passagem •à exploração a 400 kV do eixo Armamar - Bodiosa - Paraimo.A abertura da subestação de Tábua e a construção •de uma linha, a 220 kV, entre esta instalação e a subestação de Penela.

Ligação de produtores em regime ordinárioDe forma a dotar a RNT de condições para a ligação

de novos grandes centros produtores assinala-se:



O reforço do eixo a 220 kV entre o posto de corte •do Picote e a futura subestação de Lagoaça, para integração dos novos grupos geradores resultantes dos reforços de potência de Picote e de Bemposta. Este reforço de rede será conseguido com uma nova linha, a qual terá um primeiro troço a 220 kV e um segundo duplo com um terno a 400 kV e outro a 220 kV. A realização das novas ligações Batalha - Lavos e •Lavos - Paraimo, a 400 kV, na zona centro, da linha ‘zona da Marateca’ ¬ Fanhões, também a 400 kV, na zona da grande Lisboa/Setúbal, com a necessária remodelação/ampliação das subestações de Lavos e Sines, para integração na RNT das novas centrais de ciclo combinado a gás natural (Lares, Figueira da Foz e Sines) relativamente às quais a DGEG prestou informação favorável. Acrescenta-se ainda a remodelação/ampliação do posto de corte do Pego para integração na RNT da nova central de ciclo combinado do Pego.

Alimentação de grandes pólos de consumoDe forma a acompanhar o contínuo crescimento dos

consumos encontra-se previsto: No Minho, a criação do novo ponto injector •150/60kV de Vizela/Felgueiras.Na região de Trás-os-Montes, a abertura da nova •subestação 220/60 kV de Valpaços.Na parte sul do Douro Litoral, a nova subestação •400/60 kV de Feira.Na região de Lisboa a conclusão da nova ligação •subterrânea a 220 kV, inicialmente a operar a 60 kV, entre a subestação de Alto Mira e o Zambujal.Na península de Setúbal, a conclusão da segunda •linha a 150 kV Fernão Ferro - Trafaria e ainda a introdução do nível de tensão de 400 kV na actual subestação de Fernão Ferro.No Alentejo, a construção da nova linha Falagueira •- Estremoz, isolada para 400 kV mas operando a 60kV numa fase inicial, de forma a apoiar os consumos da zona de Elvas. Com a abertura da subestação de Estremoz, ainda em 2009, esta linha passará à exploração a 150 kV.No Algarve, o estabelecimento de nova linha a 150 •kV entre as subestações de Portimão e de Tunes e, mais tarde, a introdução do nível de 400 kV na subes-tação de Portimão. Encontra-se igualmente prevista a abertura da subestação de Tavira, com os níveis de

tensão de 400, 150 e 60 kV.O prosseguimento das acções de reforço de •capacidade de transporte de linhas já em serviço, prevendo-se o reforço de 5, ainda no ano de 2009.

Alimentação de grandes clientes em MATRelativamente à ligação de grandes consumidores

em MAT e, em particular, de forma a dar condições de alimentação à linha ferroviária de alta velocidade no troço português do eixo Lisboa - Madrid, está prevista a passagem à exploração a 400 kV da linha Falagueira - Estremoz (e também da subestação de Estremoz) e o fecho a 400 kV entre Estremoz e Palmela, através da construção do eixo Estremoz - Divor (Évora) - Pegões - Palmela. A partir das futuras subestações da RNT de Estremoz, Divor e Pegões serão estabelecidas ligações de alimentação às subestações de tracção ferroviária.

No mapa da RNT que integra este relatório é ilustrada a localização dos principais reforços previstos a curto e médio prazo.



A Produção em Regime EspecialNo ano de 2008 foram ligados à Rede Nacional de Transporte, ao abrigo do Decreto-Lei n.º 168/99, de 18 Maio, e

do Decreto-Lei n.º 312/2001, de 10 de Dezembro, 9 Produtores em Regime Especial, aos quais corresponde uma potên-cia instalada final de 509 MW, conforme se discrimina na tabela seguinte:

Em 2008 foram também definidas as condições de ligação da maior parte dos projectos eólicos atribuídos nas Fases A e B do Concurso Internacional para a construção de novos parques eólicos em Portugal, tendo sido colocada em tensão, no final de Dezembro de 2008, a partir da subestação de Vila Pouca de Aguiar, a linha de interligação do primeiro Parque Eólico desenvolvido pelo Consórcio vencedor da Fase A deste Concurso Internacional (Parque Eólico de Salgueiros-Guilhado).

Dos parques eólicos que vão ser instalados no âmbito deste Concurso Internacional referem-se, na tabela seguinte, os que vão ligar à Rede Nacional de Transporte:

1colocadas em tensão a linha de interligação e a subestação do Parque Eólico de Negrelo-Guilhado2colocada em tensão a linha de interligação do Parque Eólico de Salgueiros-Guilhado

Denominação da Instalação de PREPotência

Instalada (MW)Potência de

ligação (MVA)Nível de

Tensão (kV)Subestação da REN onde liga o PRE

Parque Eólico de Toutiço 102 107 220 Tábua (a concluir em 2009)

Central de Cogeração da Refinaria de Sines 98 97 150 Sines

Parque Eólico de Arada/Montemuro 112 120 60 Carrapatelo

Parque Eólico da Lousã II 50 53 60 Penela

Parque Eólico da Serra do Alvão 42 45 60 Vila Pouca de Aguiar

Central Fotovoltaica de Moura 46 35 60 Alqueva

Parque Eólico de Cabeço da Rainha II 31 29 60 Castelo Branco

Parque Eólico de Negrelo-Guilhado 1 20 19 60 Vila Pouca de Aguiar

Parque Eólico de Salgueiros-Guilhado 2 8 7 60 Vila Pouca de Aguiar

Total 509 512

Denominação da Instalação de PREPotência de

ligação (MVA)Nível de

Tensão (kV)Subestação da REN onde liga o Parque Eólico

Parque Eólico do Douro-Sul 172 400 Armamar

Parque Eólico do Alto Douro 170 220 Valdigem

Parque Eólico da Raia 82 220 Ferro

Parque Eólico de Falperra-Alvão 76 220 Vila Pouca de Aguiar

Parque Eólico de Bravo 13 150 Falagueira

Parque Eólico de Mougueiras 7 150 Falagueira

Parque Eólico da Tocha 94 60 Paraimo

Parque Eólico do Alto da Coutada 84 60 Valpaços

Parque Eólico da Terra Fria 80 60 Frades

Parque Eólico do Baixo Alentejo 74 60 Tavira

Parque Eólico de São Bento 70 60 Rio Maior

Parque Eólico de Malhanito 48 60 Tavira

Parque Eólico de Vila Nova II 20 60 Penela

Parque Eólico de Picos - Vale do Chão 20 60 Penela

Total 1.101



Das 27 instalações de Produção em Regime Especial em desenvolvimento e previstas ligar à Rede Nacional de Transporte, 20 são Parques Eólicos (com a potência de ligação total de 1.346 MVA), 6 são Centrais de Cogeração (totalizando 358 MVA) e uma é uma Central Solar Fotovoltaica (com a potência de ligação de 11 MVA).

As instalações de Produção em Regime Especial já ligadas à Rede Nacional de Transporte e as que serão ligadas nos próximos dois anos a esta rede, nomeadamente as eólicas, irão contribuir decisivamente para que o consumo bruto nacional de electricidade, em 2010, seja assegurado em 45% por Fontes de Energia Renovável, de acordo com a meta estabelecida pelo Governo.

Em 31 de Dezembro de 2008 estavam ligados à Rede Nacional de Transporte 26 Produtores em Regime Espe-cial distribuídos pelos níveis de tensão de 220 kV, 150 kV e 60 kV, conforme se mostra na tabela seguinte:

Destes Produtores em Regime Especial, 21 corres-pondem a Parques Eólicos, 4 a Centrais de Cogeração, e apenas um a uma Central Solar Fotovoltaica, sendo as potências de ligação respectivamente 1.595 MVA, 161 MVA e 35 MVA.

A curto/médio prazo (2009-2012) serão ligados à Rede Nacional de Transporte mais 27 Produtores em Regime Especial, que totalizam uma potência de ligação de 1.715 MVA, distribuída pelos seguintes níveis de tensão:

5.5.2. Negócio de recepção, transporte e armazena-gem de gás natural

O ano de 2008 caracterizou-se pela continuação do processo de abertura de mercado iniciado em 2007 e pela conclusão da publicação pela ERSE das tarifas aditivas, normas e procedimentos requeridos para o funcionamen-to das infra-estruturas gasistas em regime de acesso de terceiros regulado e para o exercício da actividade de co-mercialização de último recurso, em concorrência com a comercialização livre em regime de mercado.

A 1 de Janeiro 2008 passaram a ser elegíveis os clientes com consumo anual igual ou superior a 12 GWh <> 1 000 000 m3(n). Em função do início do segundo ano-gás, em 1 de Julho, a ERSE determinou e publicou no final do primeiro semestre as tarifas actualizadas de acesso ao Terminal de Recepção, Armazenamento e Regaseificação de GNL, à Rede Nacional de Transporte em Alta Pressão e ao Armazenamento Subterrâneo, bem como as restantes tarifas associadas à actividade de comercialização regulada, nomeadamente a tarifa de uso das redes de distribuição, a tarifa de energia, que traduz os custos de energia regulados, e a tarifa de comercialização de último recurso, esta última associada aos custos comerciais de retalho. No seu conjunto, estas tarifas permitem a determinação simples da tarifa de venda a clientes finais dos comercializadores de último recurso.

Ao nível dos procedimentos complementares associados aos Regulamentos, destaca-se a aprovação e publicação, em Dezembro, do Guia de Medição, Leitura e Disponibilização de Dados, para cuja elaboração contribuíram as empresas do Sector do Gás Natural do Grupo REN, bem como as empresas de Distribuição.

Noutro plano, foi elaborado e submetido à aprovação da DGEG o primeiro PDIR - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNTIAT e da RNDGN - reflectindo um esforço significativo de expansão das infra-estruturas, no sentido de as dotar com a flexibilidade e a capacidade ajustadas ao crescimento da procura e das necessidades do mercado em geral, facilitando a diversificação da oferta e aumentando a segurança do abastecimento.

Em 2008 realizaram-se diversas reuniões de trabalho de carácter operacional entre a REN e a Enagas - empresa encarregue da gestão do transporte de gás natural em alta pressão em Espanha, no sentido de dar continuidade ao contributo dos dois Gestores Técnicos de Sistema para construção do Mibgás. Neste âmbito, foi actualizado o

Nível de Tensão (kV)

Número de PRE

Potênciainstalada (MW)

Potência deligação (MVA)

220 3 336 333

150 6 782 735

60 17 851 723

Total 26 1.969 1.791

Nível de Tensão (kV)

Número dePRE

Potência de ligação (MVA)

400 2 258

220 4 402

150 4 87

60 17 968

Total 27 1.715



Transporte em alta pressão

Exploração da RNTGN e a sua evoluçãoNo decurso do ano de 2008, as entradas de gás natural

na infra-estrutura explorada pela concessionária da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN), excluindo as quantidades de trânsito internacional, efectuaram-se essencialmente por Sines, 57%, (GN proveniente da regaseificação de GNL no Terminal de Sines da REN Atlântico) e o restante, 43%, por Campo Maior (GN proveniente da Argélia através do gasoduto do Mahgreb).

Em 2008 foram transportados através da RNTGN 53

O gráfico seguinte representa o peso relativo dos segmentos de mercado acima referenciados:

Consumos Nacionais 2008

Centro de Despacho da REN Gasodutos

PRO Convencional RNTGN Convencional UAG

ConvencionalRNTGN

52%

PRO47%

ConvencionalUAG1%

11bcm - 1x109 metro cúbico. A equivalência entre a energia indicada em kWh e o m3 normal depende do poder calorífico superior do gás que é variável pelo que não se pode indicar a equivalência correcta. Pode, para cálculos aproximados, usar-se uma equivalência mais grosseira de 1 m3(n) - 11,9 kWh.

Segmento de MercadoProcura de GN (GWh) Variação

2007 2008 (%)

Produção de Electricidade em Regime Ordinário 21.363 25.343 18,6%

Mercado Convencional RNTGN 27.092 27.643 2,0%

Mercado Convencional UAG 425 506 19,1%

Total 48.880 53.492 9,4%

plano de entreajuda operacional entre os dois gestores técnicos de sistema, elaborado em 2007, nomeadamente no que se refere às capacidades de transporte disponíveis nos pontos de interligação internacionais. De referir que este acordo foi accionado no mês de Outubro numa operação de apoio ao sistema espanhol (atraso na descarga de um navio no Terminal de Huelva) e no mês de Novembro numa operação de apoio ao sistema português (neste último caso devido a uma situação momentânea de excesso de gás face à capacidade de armazenamento disponível na RNTIAT, na sequência da descarga de um navio de GNL em Sines).

Ainda no âmbito da colaboração entre REN e Enagas visando a construção do Mibgás, foram desenvolvidos estudos preliminares relativos ao interesse e viabilidade de uma nova interligação entre os sistemas gasistas Português e Espanhol, tendo em conta o aumento da segurança do abastecimento e a facilitação do funcionamento do mercado no espaço Ibérico alargado.

885 GWh (cerca de 4,53 bcm1), que incluem o consumo nacional em alta pressão, o trânsito internacional de GN realizado através da RNTGN (entrada por Badajoz/Campo Maior e saída por Valença do Minho/Tuy) e que se cifrou em 461 GWh (cerca de 0,04 bcm), e a injecção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo, que atingiu 439 GWh (cerca de 0,03 bcm).

No que se refere à procura de gás natural em Portugal, verificou-se, em 2008, um aumento global de 9,4% relativamente a 2007, de acordo com a discriminação indicada:



No mercado convencional, a variação homóloga verifi-cada de 2007 para 2008 situa-se em linha com a tendên-cia de crescimento observada desde o arranque do projec-to de gás natural em Portugal, embora com tendência de amortecimento, tal como ilustrado na figura seguinte:

Evolução da Procura de GN - Mercado Convencional

0

10

20

30

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

TW

hPelos motivos já referidos, nomeadamente em resul-

tado do regime hidrológico seco observado, conjugado com uma maior competitividade do gás face ao carvão motivada pelo custo das emissões de carbono, bem como com o aumento da componente eólica, verificou-se uma evolução variável da procura deste segmento ao longo do ano de 2008, evidenciada no seguinte gráfico:

No que respeita ao segmento de mercado da produção de energia eléctrica em regime ordinário, os consumos anuais variam de acordo com a potência térmica instalada, com o regime hidrológico em vigor e com o contributo da produção de energia eléctrica em regime especial.

Neste segmento, destaca-se o peso crescente da componente eólica, cuja potência instalada em Portugal no final do ano se cifrava em 2 624 MW. Acresce, ainda, o efeito do funcionamento do mercado na selecção das fontes de satisfação da procura de electricidade, dada a sua sensibilidade às variações de preço das matérias-primas. Da conjugação destes factores resulta uma variação de consumos anuais traduzida na seguinte figura:

Evolução da Procura Anual de GN para Produção de Energia Eléctrica em Regime Ordinário

Procura Mensal de GN para Produção de Energia Eléctrica em Regime Ordinário 2008

0

5

10

15

20

25

30

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

TW

h

0

1.000

2.000

3.000

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

GW

h



Relativamente à qualidade de serviço, os resultados dos indicadores de continuidade de serviço para 2008 - 0,03 interrupções/ponto de saída; 0,18 min/ponto de saída; e 7 min/interrupção, resultam de duas situações pontuais de indisponibilidade de fornecimento de GN à CT da Tapada do Outeiro, a primeira verificada em Novembro, durante os trabalhos de upgrading da respectiva estação de entrega e a segunda, em Dezembro, durante a realização de trabalhos de manutenção.

Em relação aos indicadores referentes às características do GN, verifica-se que todos se situaram dentro dos limites definidos no RQS.

Os valores históricos, anuais e acumulados, para as interrupções controláveis acidentais e programadas, desde o início da exploração da RNTGN, apresentam-se nas seguintes figuras:

Interrupções Controláveis Acidentais

Interrupções Controláveis Programadas

0 0

2509

0 80

1000

0 7 0 0 12 140 0

2509 2509 2589

3589 3589 3596 3596 3596 3608 3622

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Tempo Total de Interrupções Tempo Total Acumulado

(Minutos)

0 0 0

24720

32460

0 0 0 0 0 0 00 0 0

24720

57180 57180 57180 57180 57180 57180 57180 57180

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

(Minutos)

Tempo Total de Interrupções Tempo Total Acumulado



Não se registaram quaisquer incidentes na infra-estrutura de transporte em alta pressão, mantendo-se o indicador acumulado de índice de incidentes com fuga não intencional de gás, publicado pelo EGIG (European Gas Pipeline Incident Data Group) de que a REN Gasodutos é operador integrante, igual a zero incidentes por 1 000 km de infra-estrutura exposta por ano.

Em 2008, a infra-estrutura em serviço foi complementada com a entrada em funcionamento de três novos ramais, correspondendo a um total de cerca de 30 km de extensão e de 4 novos pontos de entrega para abastecimento de GN a novos clientes (Chaparral - Sines, Estarreja, e Viana do Castelo - distribuição Portgás).

No final do ano de 2008, a RNTGN incorporava as seguintes infra-estruturas principais:

- Gasodutos em AP (alta pressão) = 1 248 km- Estações de Junção (JCT) = 48- Estações de Seccionamento (BV) = 41- Estações de Derivação (ICJCT) = 19- Estações de Regulação e Medida (GRMS) = 74- Estações de Transferência de Custódia (CTS) = 1

Os gráficos seguintes ilustram a evolução da infra-estrutura desde o ano de 1997.

Extensão da Rede de Transporte em AP

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

649

740

827 837

10291105

1194 1218 1218 1218 1218 1248

(Km)

Construção de gasoduto



Principais investimentos

No ano de 2008, cumprindo as disposições do enquadramento legal e regulamentar do sector do Gás Natural, constantes do DL 140/2006, a REN Gasodutos propôs o Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNTIAT e da RNDGN (PDIR), para o período correspondente aos três anos-gás compreendidos entre 1 de Julho de 2008 e 30 de Junho de 2011.

No âmbito dos projectos de ligação a clientes, durante o ano de 2008 a REN Gasodutos construiu e comissionou um novo gasoduto com cerca de 4,8 km de extensão, assim como uma nova estação, a GRMS 03369, para assegurar o abastecimento ao cliente Air Liquide em Estarreja. Construíram-se, igualmente, os novos ramais que permitem o abastecimento à Repsol e Artensa, em Sines (2,5 km), bem como às novas centrais de ciclo combinado a Gás Natural de Lares e Lavos (23,4 km), na zona da Figueira da Foz.

Estações da RNTGN

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

CTSICJCT BV JCT GRMS

(N.)

27

24

11

14

0

35

32

26

14

1

39

33

26

16

1

46

33

27

16

1

50

36

27

15

1

57

37

40

15

1

62

37

40

15

1

66

45

40

15

1

68

46

41

15

1

69

46

41

15

1

70

46

41

15

1

74

48

41

19

1

Vista da construção da CCC Lares



Recepção, Armazenagem e Regaseificação do Ter-minal de GNL

Exploração

Descarga de naviosNo decorrer do ano de 2008, foram recebidos em Si-

nes 35 navios, ou seja, o mesmo número que em 2007, num total recebido de 30 476 GWh. Todos estes navios metaneiros foram provenientes da Nigéria (NLNG), à ex-cepção de um - LNG Methania - cujo carregamento foi efectuado no Terminal de GNL de Zeebrugge, na Bélgica, no mês de Dezembro.

A carga média descarregada por navio foi de 132 475 m3 ou 59 mil toneladas de GNL, correspondendo a 904 GWh de energia.

O tempo médio efectivo de descarga por navio, contado desde o momento em que está acostado em segurança e pronto para descarregar (conforme notificação do Comandante do Navio ou do Agente, desde que aceite pelo Terminal) até ser desligado o último braço de carga após conclusão da descarga, foi de 19 horas e 28 minutos.

Não foram recebidas reclamações das partes interessadas, nomeadamente agentes de mercado, empresas de navegação, Autoridade Portuária do Porto de Sines, ou de qualquer outra entidade com as quais a REN Atlântico se relaciona.

Complementarmente, a REN-Gasodutos, ainda duran-te o ano de 2008, concluiu e iniciou o licenciamento de diversos projectos inseridos no âmbito do desenvolvimento de novos pontos de ligação à RNTGN, dos quais se destacam pela sua importância, os gasodutos de Leça, Pego, Sines e do Barreiro, promovendo ainda, os respectivos projectos de construção. Também desenvolveu outros projectos, incluídos no referido Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede, como por exemplo o início do projecto para implantação da nova estação de compressão no gasoduto principal (em articulação com o projecto de expansão de capacidade do Terminal de GNL de Sines).

05

10152025303540

2003 2004 2005 2006 2007 2008

N.º

Nav

ios

89,5% 17,4% 17,9% 20,0% 0,0%

Estação de Regulação e Medida (GRMS)

Cais de acostagem de navios do Terminal de GNL de Sines

Emissão de GN para a RNTGNDurante o ano de 2008, foram emitidos para a

Rede Nacional de Transporte cerca de 2,5 bcm de GN, perfazendo 30 135 GWh. As entregas de GN a partir de Sines representaram, em 2008, cerca de 57% do total de GN movimentado na Rede Nacional de Transporte.

Durante o ano em análise foi garantida a emissão de GN durante 8 754 horas, de um total anual de 8 784 (ano bissexto), o que equivale a um factor de disponibilidade de 99,65%. A indisponibilidade resultou de 4,5 horas de interrupções não programadas, ou intempestivas, e de duas paragens gerais programadas do Terminal para manutenção, com um tempo de interrupção de 10 e 12 horas respectivamente.

O facto do GNL recebido e processado no Terminal durante o ano de 2008 ter tido, praticamente, uma única proveniência, a plataforma de exploração e liquefacção



de Bonny Island, na Nigéria, garantiu uma notória estabilidade da qualidade e principais características do GN injectado na rede, tendo-se registado um poder calorífico médio anual de 11,91 kWh/m3(n). Todos os parâmetros relevantes de qualidade do GN se mantiveram dentro dos intervalos especificados no Regulamento de Qualidade de Serviço da ERSE.

Apesar da possibilidade de crescimento sustentado do abastecimento a partir de Sines, a actividade do Terminal continua muito condicionada às necessidades de ponta do sistema. Com efeito, é a emissão desta infra-estrutura que, normalmente, assegura a compatibilização das entradas totais de gás na Rede Nacional de Transporte de GN com a modulação de consumo do mercado nacional verificada à saída das respectivas estações de redução de pressão e medida (GRMS), nomeadamente ao nível dos ciclos intra-diário e semanal, uma vez que a entrada de gás por Campo Maior constitui normalmente um valor estável, não sujeito a flutuações significativas. Assim, a emissão média diária registada ao longo do ano foi cerca de 82 GWh (aproximadamente 6,9 Mm3(n)), com um valor máximo de 162 GWh (cerca de 13,6 Mm3(n)) verificado no dia 10 de Setembro.

Jan-

08

Fev-

08

Mar

-08

Abr

-08

Mai

-08

Jun-

08

Jul-0

8

Ag

o-08

Set-

08

Out

-08

Nov

-08

Dez

-08

Pico diário Média diária

125,

77

125,

76

110,

11

112,

44

94,7

3 109,

95

112,

38

100,

26

162,

51

110,

99

116,

63 13

8,37

108,

08

96,6

9

68,4

7

67,3

8

70,5

3

79,7

8 91,5

0

69,6

3 108,

54

75,6

3

67,2

2

85,1

2

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

GWh

Enchimento de camiões cisternaNa actividade de enchimento de camiões cisterna de

GNL, em 2008 foram expedidas 2 097 cargas com destino ao mercado ibérico, o que representa um decréscimo global de 8% relativamente ao ano anterior. Este facto resulta exclusivamente da redução do número de cargas enviadas para Espanha, como consequência da entrada em funcionamento do Terminal de GNL da Galiza (Reganosa), uma vez que o consumo de GNL para Unidades Autónomas de Gás (UAG) em Portugal aumentou cerca de 19% em relação a 2007. A quantidade global de GNL expedida, 637 GWh, representa apenas cerca de 2% da energia total movimentada pelo Terminal.

Mercado Português

Mercado Espanhol

20%

80%

Em 2008 foram comissionadas e colocadas em serviço cinco novas UAG. Importa salientar as perspectivas de continuidade de crescimento desta tecnologia de disponibilização de GN, dada a existência de vários pedidos de licença para instalação de novas unidades em território nacional, em fase de avaliação pelas autoridades competentes.

O transporte de GNL por rodovia continua a ser assegurado por três empresas, nomeadamente J. Barroso (Portugal), Molgas (Espanha) e Transbiela (Espanha).

Principais investimentos

Investimentos e novos projectosA REN Atlântico definiu um plano de investimentos

para o ano de 2008 visando as alterações necessárias à manutenção da continuidade do abastecimento de GN em condições de fiabilidade e segurança. Alguns investimentos são os estudos de adaptação do Terminal

Valores Diários de Emissão para a RNTGN

Actividade de Expedição de GNL por Rodovia em 2008



a operações de arrefecimento e enchimento de navios metaneiros, bem como do cais de acostagem a navios de maior porte.

Projecto de Expansão do Terminal de Sines (PETS)Em Setembro de 2008 foi publicado o anúncio de

Concurso Público relativo ao “Projecto de expansão do Terminal de Sines - PETS”, na modalidade de preço global, revisível e “chave na mão”, para a realização da empreitada de Engenharia, Fornecimento e Construção «Engineering-Procurement-Construction»,igualmente designado por (EPC - PETS, projecto que se estima estar concluído em finais de 2011, e cujos objectivos são:

Aumento da capacidade nominal de regaseificação •e emissão para a RNTGN (emissão máxima 1 350 000 m3(n)/h); Aumento da capacidade de armazenamento de •GNL pela construção de um terceiro tanque com um volume de 150 000 m3;Incremento da eficiência operacional do Terminal.•

Segurança

SimulacrosDurante o ano de 2008 foram realizados 17 simulacros

internos e 2 externos.

Certificação pela Directiva SEVESONo mês de Junho de 2008, o Sistema de Gestão de

Segurança e Prevenção de Acidentes Graves (SGSPAG), directiva SEVESO, da REN Atlântico foi certificado pela APCER.

As quantidades armazenadas no final de 2008 representam um acréscimo de 8,4% relativamente às registadas no final de 2007, acompanhando a necessidade de cumprimento das reservas obrigatórias.

À data de 31 de Dezembro de 2008, as características nominais de capacidades das duas cavernas da REN Armazenagem, em operação, apresentavam os seguintes valores:

Notas:- Cushion gas: volume de gás imobilizado para garantir a pressão de

estabilidade estrutural da caverna.- Capacidade Técnica Máxima: capacidade máxima da caverna, deduzido

o valor do respectivo Cushion gas.- Capacidade Comercialmente Disponível: Capacidade Técnica Máxima

deduzida do valor das reservas operacionais atribuídas ao Gestor Técnico Global (engloba as restrições técnicas de utilização da caverna a pressão baixa, condicionada a 1 semana em cada 10 anos).

- Considera-se a equivalência média de 1 Mm3(n) <> 11,9 GWh, em base de Poder Calorífico Superior.

Armazenamento Subterrâneo

ExploraçãoEm 2008 foram extraídos 218 GWh e injectados 291

GWh de gás natural nas cavernas da REN Armazenagem, cuja rotação de existências totalizou, assim, 509 GWh. Ao nível da utilização da Estação de Gás, à superfície, a movimentação total de gás natural cifrou-se em 771,4 GWh. No final do ano e comparativamente com a situação verificada no final de 2007, observou-se o seguinte balanço de quantidades armazenadas:

Capacidade de Armazenamento

Mm³(n) GWh

Cushion gas 73,7 877

Capacidade Técnica Máxima 89,3 1063

Capacidade Comercialmente Disponível 84,3 1003

Notas:- Os valores indicados não incluem o cushion gas- Considera-se a equivalência média de 1 Mm3 (n) <> 11,9 GWh, com base

no Poder Calorífico Superior

Existências de GN na REN Armazenagem

Capacidade das Infra-estruturas da RENArmazenagem

31-12-2007 31-12-2008 Variação 2007 / 2008 (energia)Mm3(n) GWh Mm3(n) GWh

70,0 833 75,9 903 8,4%



5.5.3. Sistemas de informação

O ano de 2008 caracterizou-se pelo desenvolvimento e conclusão de projectos que se apresentavam como fundamentais para o Grupo REN.

Estes projectos abrangeram as diversas vertentes tecnológicas da área de Sistemas de Informação, designadamente Telecomunicações e Informática.

Na Rede de Telecomunicações de Segurança (RTS), tendo em vista o reforço dos meios de gestão e manutenção centralizada dos sistemas críticos da RNT (Protecções, Comando e Controlo, Gestor do Sistema e Telecontagem) foram lançados os seguintes projectos:

Remodelação e expansão da Rede de Voz (Centrais •Telefónicas) a novas subestações e edifício administrativo de Ermesinde.Implementação do serviço telefónico do edifício sede •do Grupo com utilização de tecnologia Voz sobre IP (VoIP), oferecendo novas funcionalidades de utilização. Reforço e expansão da infra-estrutura de Transmissão •SDH/DWDM das Redes Nacionais de Transporte de Electricidade e Gás. Remodelação da Rede de Feixes Hertzianos, com •upgrade para integração na rede de transmissão SDH. Renovação e reforço da rede de Teleprotecções, •com interfaces de alto débito, e sua integração nos sistemas de gestão em exploração.

Procedeu-se também à instalação e remodelação de sistemas de videoconferência, dotando todas as instalações administrativas do Grupo REN com tecnologia multimédia de última geração, em alta definição. Este projecto incluiu ainda a implementação de uma plataforma centralizada de gestão (monitorização e agendamento automático), multiconferências e gravação.

No âmbito dos Sistemas de Informação Corporativos, e de forma a cumprir com os objectivos de optimização de recursos, foram lançados diversos projectos estruturantes, designadamente:

Novo “site” institucional do Grupo REN, recorrendo •à nova plataforma Portal Empresarial.Entrada em serviço da nova Plataforma de Acesso •Corporativo à Internet. Implementação da componente funcional do ERP •do Grupo REN, consolidando os vários sistemas

ConstruçãoEm 2008 prosseguiu o processo de desenvolvimento

da caverna TGC-4, agora designada por RENC-4. A construção desta infra-estrutura está a decorrer de acordo com o planeado, tendo-se terminado a fase de lixiviação, à qual se seguirá o enchimento com gás natural e consequente colocação em serviço no primeiro semestre de 2009. O volume geométrico desta caverna é de 659 000 m3, a que corresponde uma capacidade técnica máxima de aproximadamente 60 Mm3(n), ou cerca de 720 GWh, de gás natural. Em Abril de 2008 teve início a lixiviação de uma caverna para a Transgás Armazenagem (TGC-2).

Principais InvestimentosNo futuro próximo prevê-se um aumento significativo

do investimento nesta infra-estrutura, decorrente das fases finais de colocação em operação da caverna RENC-4, a ocorrer durante o primeiro semestre de 2009. Para este efeito, será necessário proceder à aquisição do respectivo cushion gas, bem como à locação do gás final de enchimento, acções que serão concretizadas através de um processo competitivo baseado em leilão específico, a realizar pelo OMIP. Neste sentido, foram emitidas em Novembro de 2008 cartas de convite de participação para todas as comercializadoras de gás natural presentes em Portugal e Espanha.

Para além deste contributo, realça-se, também, o esforço de investimento a desenvolver não só para o aumento continuado da oferta de capacidade de armazenamento mas, também, para o reforço das capacidades de injecção e de extracção de gás, ao nível da Estação de Gás, à superfície.

Vista Geral da Estação de Gás



existentes nas empresas numa arquitectura de “Metro Cluster”.Estudos e início da implementação do projecto do •novo SIG - Sistema de Informação Geográfica.Reforço das infra-estruturas e sistemas no • Datacenter de Sacavém. Criação de infra-estruturas de • Disaster Recovery System das plataformas Exchange e SQL. Colocação em produtivo do sistema • Wireless Lan no edifício sede da REN.Colocação em produtivo da plataforma multimédia •REN TV.Estudo e início da implementação do projecto do •novo sistema de gestão documental.

Prosseguindo a política de optimização dos meios de gestão, controlo e manutenção dos Sistemas de Informação, procedeu-se ao reforço e descentralização das infra-estruturas do Helpdesk, com a criação no Edifício Sede de um novo pólo de atendimento e supervisão.

No âmbito dos Sistemas de Informação, foram, ainda, efectuados estudos sobre a evolução do serviço telefónico do Grupo e migração do sistema operativo base da plataforma informática corporativa.

5.5.4. REN Trading

No âmbito da gestão dos Contratos de Aquisição de Energia (CAE) não cessados, a REN Trading adquire a energia eléctrica e serviços de sistema às centrais do Pego e da Turbogás. O controlo diário da informação relevante para a formação dos encargos e a validação da facturação envolvida é da responsabilidade do departamento de Gestão de Contratos, que também acompanha o mercado de licenças de emissão de CO2, fazendo a gestão das alocações e obrigações legais das centrais neste âmbito. Nesta actividade há também que acompanhar os mercados de combustíveis (carvão e gás natural) e seus indexantes, para além do Acordo de Gestão de Consumos de Gás Natural (AGC) estabelecido com a GALP Gás Natural, S.A.

No âmbito da Gestão de Contratos, iniciou-se este ano a actuação no mercado europeu de licenças de emissão (ETS - Emissions Trading Scheme). Cabe à REN Trading gerir as licenças de emissão de CO2 e estabelecer uma estratégia de gestão do carbono para as duas centrais com CAE. Assim, estabeleceram-se diversos contratos

com entidades envolvidas no mercado de licenças de CO2 tendo em vista a compra e venda de licenças, bem como a realização de operações de Swap de EUA (European Unit Allowances) por CER (Certified Emissions Reductions). A REN Trading foi a segunda entidade portuguesa a tornar-se membro da bolsa de transacções spot “Bluenext”, líder de mercado, e a primeira a aderir à “Nord Pool” (onde também se transaccionam licenças de emissão em futuros/forwards).

A venda de energia eléctrica, actividade desenvolvida pelo departamento de Comercialização, é maioritariamente efectuada através da actuação no Mercado Ibérico de Electricidade (colocação de ofertas de venda diárias no OMEL).

Por decisão do Ministério da Economia e Inovação, durante o ano de 2008, a REN Trading vendeu alguma energia através do mecanismo de leilões de Direitos de Capacidade Virtual de Produção de Electricidade, designados por VPP (Virtual Power Plants). Neste contexto, foram colocadas à disposição dos agentes de mercado, potências eléctricas entre os 150 MW e os 250 MW, no período de Fevereiro a Dezembro de 2008.

Houve também uma participação activa no mercado de Serviços de Sistema em Portugal. Neste mercado, o Gestor de Sistema contrata regulação secundária (telerregulação) e/ou regulação terciária (variação de carga em tempo real), ambos serviços essenciais à correcta exploração técnica do sistema eléctrico.

Tratando-se a REN Trading de uma empresa de âmbito regulado, a Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos (ERSE) estabeleceu no seu Despacho n.º 6/2008, de 8 de Abril, um conjunto de incentivos relativos às actividades reguladas, que definem metodologias de partilha, entre os consumidores de energia eléctrica e a REN Trading, dos benefícios resultantes das actividades reguladas. Os incentivos estão relacionados com diversas vertentes de actuação da empresa, tais como a optimização das vendas da energia das centrais, ou a minimização dos custos de aquisição de gás natural ou das licenças de emissão de CO2.

5.5.5. RENTELECOM - Comunicações, S.A.

O Grupo REN está presente no negócio das telecomunicações através da RENTELECOM. Esta sociedade, criada para rentabilizar a capacidade excedentária da Rede de Telecomunicações de Segurança



da REN Eléctrica, alargou a sua actividade às restantes empresas do Grupo, particularmente à REN Gasodutos.

Para garantir a sua sustentabilidade num mercado tão competitivo como o das telecomunicações, a RENTELECOM desenvolveu acções no sentido de reforçar a diversificação da sua oferta de serviços, compensando desse modo a quebra de receitas verificada nos segmentos de fibra óptica escura (devido ao aumento significativo da oferta existente) e serviços prestados ao Grupo REN. Esta medida produziu os efeitos previstos, uma vez que permitiu superar os objectivos de vendas traçados para o ano de 2008.

Verificou-se um aumento nos serviços de consultoria em tecnologias de informação e comunicação em projectos com sociedades promotoras de parques eólicos, centrais de cogeração e de ciclo combinado - produção em regime especial. A facturação deste segmento de mercado duplicou face ao ano de 2007, quer na componente de implementação de sistemas de telecomunicações, quer no estabelecimento de contratos de manutenção.

A exploração de espaços técnicos, e em particular o serviço de housing, manteve o seu crescimento, beneficiando da recuperação de débitos anteriores e da celebração de novos contratos com entidades dentro e fora do sector energético.

De referir ainda a celebração de novos contratos, nomeadamente nos serviços de voz e de dados, provenientes de negociações de anos anteriores, assim como do aluguer de circuitos a empresas de telecomunicações.

O ano de 2008 foi ainda marcado pela elaboração de diversas propostas ao mercado energético e outros, pelo que, caso se concretizem, contribuirão para um aumento substancial das receitas provenientes do segmento de housing.

No que respeita a recursos humanos, o contrato de cedência estabelecido no Grupo foi ainda suficiente para suprir as necessidades de 2008, não tendo havido, por isso, necessidade de contratar pessoal adicional.

Para 2009, e considerando as dificuldades do mercado das telecomunicações, prevê-se um crescimento da actividade da RENTELECOM, assente nas contratualizações recentemente realizadas e na perspectiva de celebração de novos contratos, dentro e fora do sector energético.

5.5.6. OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português), S.A.

O OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia (Pólo Português), S.G.M.R., S.A. é a entidade gestora responsável pela organização do pólo português do MIBEL, assegurando a gestão do respectivo mercado de derivados, conjuntamente com a OMIClear - Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S.G.C.C.C.C., S.A., sociedade constituída e detida na totalidade pelo OMIP, a qual assegura as funções de Sistema de Liquidação, Câmara de Compensação e Contraparte Central das operações realizadas no Mercado de Derivados do MIBEL.



O OMIP é detido em 90% pela REN - Redes Energéticas Nacionais S.G.P.S., S.A. e tem uma participação cruzada de 10% dos respectivos capitais com o OMEL - Operador del Mercado Ibérico de Energia - Pólo Español, S.A.

O exercício de 2008 fica marcado, no plano societário, pelas significativas alterações que as sociedades gestoras OMIP e OMIClear tiveram de efectuar de modo a cumprir, em termos de compliance, com todos os requisitos decorrentes da transposição para o ordenamento jurídico português da Directiva 2004/39/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 21 de Abril de 2004, relativa aos mercados de instrumentos financeiros (DMIF).

Assim, o Conselho de Administração deliberou adoptar a passagem do Mercado de Derivados do MIBEL a Mercado Regulamentado, transformando a sociedade gestora em Sociedade Gestora de Mercado Regulamentado, nos termos previstos no Decreto-Lei n.º 357-C/2007, de 31 de Outubro. A escolha visou dotar o Mercado e o seu funcionamento dos mais elevados requisitos, solidez, rigor, isenção e transparência, de modo a consolidar e incrementar a confiança dos agentes, colocando o OMIP no mesmo plano que os principais mercados congéneres, como são os casos da Nord Pool, EEX e ENDEX.

O processo de transformação implicou um importante e estimulante desafio de adaptação para o OMIP e para a OMIClear, com o desenvolvimento de um conjunto de medidas de âmbito societário, regulatório, financeiro e operacional, destacando-se:

A modificação dos estatutos do OMIP e da •OMIClear. O aumento do capital social do OMIP e da OMIClear, •respectivamente para 2.500.000 EUR e 3.000.000 EUR. No primeiro caso com recurso a incorporação de reservas e no segundo por subscrição do accionista único (OMIP). Alteração das Regras do Mercado (Regulamentos, •Circulares e Avisos).Adopção de um Código Deontológico, o qual prevê •a existência de um Comité de Ética, que zelará pela sua observação e cumprimento.

No plano do desenvolvimento do negócio, no exercício de 2008 deu-se sequência à estratégia de promoção da liquidez no Mercado de Derivados do MIBEL iniciada nos anos anteriores, através do aumento dos volumes negociados e do número de Participantes, bem como da diversificação dos produtos e serviços prestados. Nesse sentido, são de

Excertos do ecrã de negociação referido no texto

destacar os seguintes projectos e iniciativas:Desenvolvimento do terminal de negociação •OMIPlus, o qual se constituiu como uma ferramenta operacional de referência para os operadores.Forte aposta em acções de • marketing junto dos participantes e potenciais interessados, tendentes a promover a imagem do OMIP e da OMIClear como operadores de referência no âmbito dos produtos a prazo do MIBEL. Estabelecimento de um esquema original de •descontos nas comissões de negociação baseado na actividade dos participantes.Celebração de contratos de Criação de Mercado o •RBS Sempra Energy Europe e a EGL España, S.L.Melhorias operacionais para a actuação dos •participantes, nomeadamente o alargamento do horário de negociação e a revisão, em baixa, dos valores das garantias exigidas pela câmara de compensação. Alargamento do horizonte temporal coberto pelos •produtos negociados, com o lançamento do contrato “Ano + 2”.Realização de leilões de capacidade virtual de •produção (Virtual Power Plant - VPP) e correspondente liquidação, compensação e gestão de garantias.Realização de leilões para atribuição de capacidade •de injecção de potência produzida em centrais eólicas na rede eléctrica de serviço público.



Os resultados obtidos no Mercado de Derivados do MIBEL traduzem uma evolução positiva dos principais indicadores de actividade, nomeadamente o número de membros, os volumes e o valor nocional transaccionados:

Relativamente aos membros, no final de 2008 tinham aderido ao Mercado de Derivados do MIBEL 38 entidades, nas diferentes modalidades de Membro Negociador (Conta Própria, Conta de Terceiros e Conta Própria e de Terceiros), Membro Compensador (Geral e Directo), Agente de Liquidação Física e Agente de Liquidação Financeira. Salienta-se a grande diversidade das proveniências dos participantes (Espanha, Portugal, Reino Unido, Suíça, Alemanha, Bélgica e Estados Unidos) o que constitui um sinal muito positivo sobre o grau de afirmação do OMIP e da OMIClear.

Membros do OMIP e OMIClear no final de 2008

2008 2007

Volume transaccionado (TWh) 32 25

Valor nocional negociado (M€) 1 963 1 205

Número de participantes 38 34



No que respeita aos preços dos contratos negociados no mercado de derivados do MIBEL, verificou-se uma evolução fortemente correlacionada dos preços do OMIP e da sua congénere Powernext, de que se apresentam exemplos dos contratos anuais e trimestrais. Salienta-se, ainda, o facto dos preços no MIBEL terem sido inferiores aos verificados em França no contrato Ano-2009, tendência que se verificou a partir de Maio nos contratos do trimestre seguinte.

50

55

60

65

70

75

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85

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02-0

1-08

02-0

2-08

02-0

3-08

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02-0

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02-1

1-08

02-1

2-08

OMIP POWERNEXT

43

50

57

64

71

78

85

92

99

106

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02-0

1-08

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2-08

02-0

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02-1

1-08

02-1

2-08

OMIP POWERNEXT

Preços do contrato Ano-2009 no OMIP e Powernext

Preços do contrato “Trimestre seguinte” no OMIP e Powernext

Para o exercício de 2009 perspectivam-se importantes desafios, designadamente a prossecução da estratégia de reforço da actividade do mercado de derivados do MIBEL, bem como a diversificação das actividades através da prestação de outros serviços, como a realização de leilões.

No plano societário, prevê-se a concretização do operador ibérico OMI, que será constituído por integração do OMIP e do OMEL, operador do mercado à vista do MIBEL.



5.6. Evolução económica e financeira

Aspectos importantes da actividade no ano

O ano de 2008 foi o primeiro exercício completo em que as contas da REN reflectem quase exclusivamente os resultados do seu core business, a saber, o transporte de energia eléctrica e o transporte, armazenagem e regaseificação de gás natural. Com efeito, perderam relevância nas contas os resultados do trading de energia, em virtude da cessação da quase totalidade dos Contratos de Aquisição de Electricidade (CAE) em 1 de Julho de 2007, e a remuneração de terrenos das centrais hídricas (em virtude da regularização do deficit do período 1999-2003).

A partir de Abril de 2008, a REN deixou de ter no seu balanço o deficit tarifário, historicamente associado

à actividade de compra e venda de energia dos CAE e das renováveis, e ao deficit de remuneração dos terrenos relativo ao período 1999-2003.

De realçar ainda que, durante o exercício de 2008, deu-se o início operacional da actividade da REN Serviços, empresa para a qual foram destacados cerca de 25% dos recursos humanos totais do Grupo.

O resultado líquido do exercício situou-se em 127,4 M€, dos quais 94,2 M€ gerados na área de electricidade, 34,3 M€ na área do gás natural, e -1,1 M€ nas outras actividades do Grupo (SGPS, telecomunicações, OMIP e OMIClear e REN Serviços).

Demonstração dos resultados consolidada

O quadro seguinte mostra a demonstração de resultados da REN em 2008 e em 2007:

Demonstração dos resultados

Rubricas 2008 2007

Vendas e prestações de serviços 494,4 554,7

Outros proveitos operacionais 103,9 47,0

Anulação de provisões 40,7

Ganhos em joint ventures do gás 9,1 8,9

Proveitos operacionais 607,4 651,3

Custos com o pessoal (49,7) (42,6)

Fornecimentos e serviços externos (78,9) (145,5)

Outros custos operacionais (84,1) (48,6)

Amortizações (129,7) (123,9)

Constituição de provisões (28,1) (25,8)

Custos operacionais (370,5) (386,4)

Resultado operacional 236,9 264,9

Amortizações 129,7 123,9

EBITDA 366,6 388,9

Resultados financeiros (65,0) (77,5)

Resultado antes de impostos 171,9 187,4

Imposto sobre o rendimento (44,6) (42,3)

Resultado líquido no exercício 127,4 145,2

(Un.:M€)



Como se pode concluir do quadro anterior, verificou-se em 2008 uma redução de resultados operacionais, e uma melhoria de resultados financeiros, relativamente ao ano de 2007.

O resultado operacional do ano 2008 foi de 236,9 M€, o que representa um decréscimo de 28 M€ relativamente ao valor de 2007. Esta variação é explicada pela diminuição de ganhos comerciais associados aos CAE (-11,1 M€), pela redução da remuneração dos terrenos (-6,1 M€) e pelos efeitos conjugados dos items extraordinários de 2007 e 2008.

O resultado financeiro melhorou em 12,5 M€, fruto principalmente da redução de encargos financeiros líquidos permitida pelo recebimento do défice tarifário (em Abril de 2008).

Análise dos proveitos e custos operacionais

As Vendas e Prestações de Serviços foram de 494,4 M€, o que equivale a uma redução de 60,3 M€ relativamente ao exercício anterior. Esta redução é explicável pelo facto de os serviços de sistema terem deixado (na sua quase totalidade) de passar pelas contas da REN (passando a ser saldadas directamente entre os agentes do mercado). Também a redução dos ganhos comerciais (-11 M€) contribuiu para a diminuição das Vendas e Prestações de Serviços.

Nos Outros Proveitos Operacionais há a salientar o proveito extraordinário de 67 M€ resultante do impacto em IFRS do recebimento do valor do deficit dos terrenos, o que explica o aumento desta rubrica de proveitos. Isto apesar da redução (em 3,6 M€) dos proveitos com a remuneração dos terrenos.

Nos custos operacionais há a destacar os Fornecimentos e Serviços Externos, que em 2008 se situaram em 78,9 M€, os Custos com o Pessoal, que ascenderam a 49,7 M€, e as Amortizações, que atingiram 129,7 M€.

A redução do valor dos FSE em relação a 2007 reflecte o facto, já assinalado, de os serviços de sistema, terem deixado, na sua quase totalidade, de ser um custo e um proveito da REN a partir da segunda metade de 2007. É portanto a contrapartida de idêntica redução nas vendas e prestações de serviços.

As amortizações do segmento da electricidade apresentam um crescimento de 7,3%, relativamente ao ano anterior, fruto do acréscimo de investimento concluído em 2008. Este acréscimo foi de apenas 1% no gás devido

ao facto de o esforço de investimento iniciado este ano não ter ainda registado passagens para exploração de montantes elevados.

O quadro seguinte mostra como se repartem as três grandes rubricas de custos operacionais por segmento de negócio.

A variação de provisões (+28,1 M€) resulta da criação de uma provisão para cobrir desvios tarifários, a devolver ao sistema através da tarifa no ano de 2010.

Evolução do Balanço

Em termos sintéticos, o balanço da REN é apresentado no quadro seguinte.

A rubrica de “activos fixos líquidos” inclui os imobilizados em curso, que atingiram €235,6 em 31 de Dezembro de 2008, contra 160,3 à mesma data em 2007.

Para efeitos do cálculo dos proveitos regulados, os activos líquidos relevantes foram, em 2008, de 1676,3 milhões para a electricidade e de 928,3 milhões para o gás. Estes valores resultam da média mensal dos activos regulatórios ao longo do ano.

Para efeitos do apuramento dos activos regulatórios, os quais servem de base ao cálculo do resultado permitido, deduz-se ao valor dos activos em exploração o valor dos

Rubricas Electricidade Gás Outros Totais

Fornecimentos e serviços externos

35.710 36.415 6.764 78.889

Custos com o pessoal 23.483 9.689 16.569 49.742

Amortizações 84.710 44.335 677 129.721

Rubricas 2008 2007Activos fixos líquidos 3.179,7 3.086,1 Activos fixos tangíveis 2.847,2 2.654,8 Activos intangíveis 3,8 3,8 Propriedades de investimento 328,7 427,6 Activos financeiros disponíveis para venda 86,9 59,6 Participação em joint ventures 9,7 9,0 Provisões (104,0) (58,9)Capital circulante líquido (54,6) 140,3 Outros (368,0) (298,8)Capital investido 2.749,8 2.937,4 Dívida financeira 1.835,6 2.054,9 Leasings 3,9 2,2 Caixa e equivalentes de caixa (101,4) (125,9)Dívida líquida 1.738,1 1.931,2 Interesses minoritários 0,6 0,6 Capital próprio 1.011,1 1.005,8 Fundos de accionistas 1.011,7 1.006,3

(Un.:M€)



Os principais investimentos da área do gás são relativos ao reforço de ligações à rede de distribuição com vista a fazer face aos aumentos de consumo, à finalização dos trabalhos de construção da caverna TGC-4, a diversos projectos de engenharia de detalhe para desenvolvimento de novos pontos de ligação à RNTGN e para melhoria da segurança operacional, bem como ao projecto do terceiro tanque de armazenagem, infra-estrutura essencial para a flexibilização do uso do terminal.

Financiamento e dívidaEm 2008 concretizaram-se três importantes objectivos

no âmbito da gestão financeira do Grupo REN: (i) a centralização da dívida do Grupo na REN SGPS; (ii) a gestão das necessidades de financiamento e disponibilidades do Grupo numa óptica integrada; (iii) a extensão da maturidade média da dívida do Grupo.

A concretização do primeiro objectivo passou pela transmissão da dívida das subsidiárias REN Eléctrica e REN Gasodutos para a REN SGPS. No actual modelo de gestão centralizada da dívida do Grupo, a REN SGPS financia-se no exterior garantindo a satisfação das necessidades de financiamento das suas subsidiárias através da concessão de empréstimos internos.

Além da centralização da dívida, assegurou-se igualmente uma gestão centralizada da tesouraria do Grupo. A REN SGPS surge, agora, como o interlocutor único do Grupo (com excepção da REN Atlântico por se tratar de um Project Finance) perante o exterior, cabendo-lhe exclusivamente tomar as decisões de financiamento e investimento de fundos do Grupo.

A extensão da maturidade da dívida foi alcançada através da contratação de dívida de médio/longo prazo, nomeadamente: (i) um novo empréstimo ao BEI com o montante de 250 M€, direccionado para o financiamento de investimentos no negócio da electricidade; (ii) uma emissão obrigacionista no mercado de capitais internacional com o montante de 500 M€, realizada ao abrigo do programa EMTN (European Medium Term Notes) da REN SGPS.

A emissão obrigacionista realizada em Dezembro de 2008 foi o culminar de um processo iniciado com a obtenção das notações de rating internacional da REN SGPS junto da Standard & Poor’s e da Moody’s , e que incluiu a constituição de um programa de EMTN.

A dívida líquida consolidada do Grupo REN ascendia, no final de 2008, a 1.738,1 M€, tendo registado um

activos não regulados e o valor líquido dos subsídios ao investimento.

Nos activos financeiros disponíveis para venda, avulta a aquisição, em 2008, da participação de 1% do capital social da Enagás por 43,2 M€. O valor registado no balanço a 31 de Dezembro de 2008, de 86,9 milhões de euros, expressa a revalorização das participações na REE e Enagás à cotação de mercado a 30 de Dezembro, o que levou a uma correcção de -15,8 M€ nos capitais próprios.

No balanço sintético o déficit e os desvios tarifários são reflectidos nas rubricas de Capital Circulante Líquido e de Propriedades de investimento. Assim, a redução dos valores dessas duas rubricas do activo, entre 31 de Dezembro de 2007 e 31 de Dezembro de 2008, reflecte o recebimento, em Abril de 2008, do valor integral do défice tarifário da REN à data de 31 de Dezembro de 2007, no montante de 466,2 M€.

Em contrapartida da redução daquelas rubricas do activo, o recebimento do deficit tarifário permitiu a redução da dívida líquida da REN, apesar do elevado esforço de investimento durante o exercício de 2008.

InvestimentoDurante o ano de 2008, o investimento em imobilizado

corpóreo realizado pela REN ascendeu a 313,5 milhões. Se a este valor acrescermos o valor da aquisição da participação no capital da Enagás (43,2 M€) o valor do investimento ascende a 356,7 M€.

O valor do investimento em imobilizado corpóreo resulta de 45,0 milhões na área do gás e 268,1 milhões na área da electricidade. A desagregação do total investido pelas suas principais componentes é apresentada no quadro seguinte:

Sectores Investimento Total

Área da electricidade 268.135

Subestações 150.625

Linhas 94.702

Telecomunicações 3.999

Outros 18.809

Área do gás 45.033

Outros 298

Total 313.465

(Unidade: Mil euros)



A contratação destes financiamentos veio ainda introduzir um importante elemento de equilíbrio e de diversificação nas fontes de financiamento do Grupo. O peso do papel comercial na dívida bruta baixou de 78%, em 2007, para 35,4%, em 2008.

decréscimo de 193 M€ (10,0%) face a 2007. Esta redução justifica-se pelo encaixe financeiro de 466 M€, realizado em Abril de 2008, relativo à recuperação do défice tarifário do negócio da electricidade.

A celebração do novo contrato de financiamento junto do BEI, em Novembro de 2008, com uma maturidade de 17 anos, e a emissão obrigacionista inaugural da REN SGPS, realizada em Dezembro, pelo prazo de 5 anos, vieram alterar significativamente a estrutura da dívida do Grupo.

A extensão da maturidade média da dívida, além de garantir uma maior adequação do perfil temporal da dívida à natureza de longo prazo dos activos do Grupo, veio permitir a redução do risco de refinanciamento.

O negócio da electricidade tem alocado cerca de 59% da dívida do Grupo, cabendo o valor remanescente ao negócio do gás e à REN SGPS em partes sensivelmente iguais.

Em 2008, os custos do financiamento líquido do Grupo conheceram uma redução da ordem do 8,3 M€ face a 2007 (de 84,5 M€ para 76,2 M€). Este decréscimo resultou fundamentalmente da redução da dívida proporcionada pelo já referido encaixe do montante do défice tarifário.

No que respeita ao custo médio da dívida bruta do Grupo, em 2008 registou-se um agravamento da ordem dos 38 b.p. face ao ano anterior (em 2007 o custo da dívida bruta situou-se nos 4,42% p.a., tendo subido para 4,80% p.a. em 2008). Este agravamento justificou-se, fundamentalmente, pela subida generalizada das taxas de juro registada em 2008.

2008

Curto Prazo

Médio/Longo Prazo

2007

Curto Prazo

Médio/Longo Prazo

71%

29%

33%

67%

2008

Gás

20%

21% 59%

Electricidade

REN SGPS e outros

Alocação da Dívida Líquida por Negócio

Dívida Financeira (M€) 2008 2007 Variação

(IFRS) Absoluta %

Dívida Financeira Líquida 1.738,1 1.931,2 -193,0 -10,0%

Dívida Bruta 1.839,6 2.057,1 -217,5 -10,6%

Disponibilidades 101,4 125,9 -24,5 -19,4%

Fontes de Financiamento (M€) 2008 2007 Variação Peso (%)

Absoluta % 2008

Papel Comercial 649,0 1606,0 -957,0 59,6% 35,4%

Empréstimos Bancários 640,5 425,8 214,7 50,4% 34,9%

Empréstimos Obrigacionistas 500,5 0,0 500,0 n.a. 27,3%

Descobertos Bancários 41,9 23,7 17,3 73,1% 2,2%

Locações Financeiras 3,9 2,2 1,8 82,0% 0,2%



natural. Esse investimento concentrar-se-á sobretudo em infra-estruturas indispensáveis para a realização da Estratégia Nacional para a Energia. Assim, na área de electricidade, o maior esforço incidirá nos domínios da ligação a novos centros de produção eléctrica, a partir de recursos renováveis, da expansão do parque de centrais de ciclo combinado a gás natural, de aumento da capacidade de interligação com Espanha, e de densificação da rede em território nacional. Na área do gás natural, avulta o projecto de expansão da capacidade do terminal de GNL em Sines.

Prosseguirá igualmente o esforço de racionalização dos custos, quer de funcionamento, quer de investimento, assegurando, em permanência, um elevado padrão de qualidade serviço. Esse esforço torna-se tanto mais imperioso dado que o novo quadro regulatório do transporte de electricidade introduziu incentivos à redução dos custos operacionais e de investimento.

Na perspectiva da contenção/redução de custos de funcionamento, foi lançado um projecto específico para a área de back-office - o Projecto SINERGIAS - que identificará oportunidades de aumentar a eficiência dos processos e dos recursos da REN Serviços.

No domínio do financiamento, o Grupo REN vai prosseguir o programa de reestruturação da sua dívida, aumentando a sua maturidade e efectuando uma criteriosa

Sublinhe-se que as notações de rating da REN SGPS atribuídas pela Standard & Poor’s e Moody’s são, respectivamente, A+ e A2, ambas com “Stable Outlook”.

Posteriormente ao fecho do exercício, no início de Fevereiro de 2009, deu-se sequência ao processo de reestruturação da dívida do Grupo através de nova intervenção no mercado de capitais internacional, consubstanciada no lançamento de uma tranche adicional de 300 M€, fungível com a emissão obrigacionista de Dezembro de 2008, elevando-se o montante da emissão para um total de 800 M€.

Resultado do exercício e resultado por acçãoO resultado líquido do exercício foi de 127,4 M€, e o

correspondente valor antes de impostos, foi de 171,9 M€. Assim, a taxa efectiva de imposto cifrou-se em 25,9%.

Considerando o actual número de acções 534 milhões, conclui-se que o resultado por acção foi de €0,24.

5.7. Considerações finais e perspectivas para 2009

Perspectivas para o ano de 2009No ano de 2009 a actividade do Grupo REN será

caracterizada por um elevado esforço de investimento, extensivo às áreas de negócio da electricidade e do gás

3%

2.5%

3.5%

4%

4.5%

5%

5.5%

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

Euribor 1M Euribor 6M Custo Médio Dívida

Evolução das taxas de juro e do custo médio acumulado da dívida em 2008



gestão dos riscos - designadamente de taxa de juro e de liquidez. A gestão prudente e proactiva dos riscos é ainda mais importante na fase de instabilidade financeira que tem caracterizado - e continuará a caracterizar em 2009 - os mercados de capitais.

Irá, durante 2009, iniciar-se o trabalho de revisão do actual modelo regulativo do Gás, com vista a propor à ERSE algumas alterações resultantes da experiência adquirida com o funcionamento do primeiro período regulatório das actividades de transporte e armazenagem de gás natural.

Finalmente, a REN prosseguirá o seu esforço de contribuir para o avanço do mercado europeu de energia, domínio em que tem estado na primeira linha ao nível do debate e da definição de prioridades para os operadores de transporte de energia ao nível da União.

Nota FinalO Conselho de Administração expressa o seu

reconhecimento a todos os que, ao longo do exercício de 2008, o apoiaram na prossecução dos objectivos fixados para a Empresa.

Aos Colaboradores da Empresa pela dedicação, empenho e elevado profissionalismo, demonstrados no exercício das suas funções, em consonância com os objectivos estabelecidos.

Aos Accionistas pelo apoio e confiança demonstrada nos mais diversos momentos da vida da Empresa.

À Comissão de Auditoria, ao Revisor Oficial de Contas e ao Auditor Externo, pela colaboração fundamental prestada, o Conselho de Administração manifesta o seu profundo agradecimento.

Lisboa, 20 de Fevereiro de 2009

O Conselho de Administração

José Rodrigues Pereira dos Penedos

Aníbal Durães dos Santos

Victor Manuel da Costa Antunes Machado Baptista

Rui Manuel Janes Cartaxo

Fernando Henrique Viana Soares Carneiro

Luís Maria Atienza Serna

Gonçalo José Zambrano de Oliveira

Manuel Carlos Mello Champalimaud

José Isidoro d’Oliveira Carvalho Netto

Filipe Maurício Botton

José Luís Alvim Marinho

José Frederico Vieira Jordão

Fernando António Portela de Rocha Andrade

Demonstrações Financeiras Consolidadas 73


Demonstrações financeiras consolidadas

74 Demonstrações Financeiras Consolidadas


6. Demonstrações financeiras consolidadas

As notas das páginas 80 a 132 constituem parte integrante das demonstrações financeiras existentes supra.

Balanço Consolidado

31 de Dezembro Nota 2008 2007

ActivoNão correnteActivos fixos tangíveis 7 2.847.243 2.654.320 Goodwill 8 3.774 3.774 Propriedades de investimento 9 328.680 427.599 Interesses em "Joint ventures" 10 9.716 9.025 Activos por impostos diferidos 11 46.147 19.416 Activos financeiros disponíveis para venda 13 86.924 59.567 Clientes e outras contas a receber 14 90.393 100.264

3.412.876 3.273.965 CorrenteExistências 15 8.364 3.073 Clientes e outras contas a receber 14 263.856 511.457 Imposto sobre o rendimento a receber - 15.354 Depósitos de garantia recebidos 16 35.604 39.765 Instrumentos financeiros derivados 17 876 Caixa e equivalentes de caixa 18 101.431 125.920

410.131 695.569 Total do Activo 3.823.007 3.969.534

Capital PróprioCapital e reservas atribuíveis aos detentores de capitalCapital social 19 534.000 534.000 Acções próprias 19 (6.619)Outras reservas 20 164.160 152.591 Resultados acumulados 20 192.156 174.033 Resultado atribuível a detentores de capital 127.405 145.150

1.011.102 1.005.774 Interesses minoritários 574 555 Total capital próprio 1.011.676 1.006.329

PassivoNão correnteEmpréstimos 21 1.298.530 687.169 Passivos por impostos diferidos 11 92.333 178.345 Obrigações de benefícios de reforma e outros 22 45.198 28.016 Provisões para outros riscos e encargos 23 33.524 30.853 Fornecedores e outras contas a pagar 24 351.060 280.585

1.820.645 1.204.968 CorrenteEmpréstimos 21 541.026 1.369.905 Provisões para outros riscos e encargos 23 25.300 - Fornecedores e outras contas a pagar 24 296.426 288.778 Imposto sobre o rendimento a pagar 92.331 59.789 Depósitos de garantia a pagar 16 35.604 39.765

990.686 1.758.237 Total Passivo 2.811.331 2.963.205 Total do capital próprio e passivo 3.823.007 3.969.534




Demonstração dos Resultados Consolidados


Exercício

Nota 2008 2007

Vendas 25 437 242

Prestações de serviços 25 493.994 554.450

Total das vendas e das prestações de serviços 494.431 554.692

Custo de vendas (530) (284)

Fornecimentos e serviços externos 26 (78.889) (145.466)

Custos com pessoal 27 (49.740) (42.619)

Depreciações do exercício (129.721) (123.919)

Provisões para riscos e encargos 23 (27.971) 14.878

Ganhos/(perdas) em joint ventures 12 9.142 8.896

Outros custos operacionais 28 (83.545) (48.282)

Outros proveitos operacionais 29 103.778 47.093

Total (257.476) (289.702)

Resultado operacional 236.954 264.990

Custos de financiamento 30 (90.338) (82.813)

Proveitos financeiros 30 22.996 5.284

Dividendos de empresas participadas 2.867 33

Resultados antes de impostos 171.979 187.461

Imposto do exercício 31 (44.552) (42.253)

Resultado líquido do exercício 127.427 145.208

Atribuível a:

Accionistas do grupo REN 127.405 145.150

Interesses Minoritários 22 58

127.427 145.208

Resultado por acção atribuível aos detentores do capital do Grupo durante o ano (expresso em euros por acção)

- básico 0,24 0,27

- diluído 0,24 0,27


76 Demonstrações Financeiras Consolidadas


Demonstração dos rendimentos e gastos reconhecidos no exercício (Unidade: Mil euros)

Exercício

Nota 2008 2007

Ganhos e perdas actuariais, valor bruto (19.964) 5.849

Ganhos/ (Perdas) em investimentos disponíveis para venda, valor bruto 15 (15.838) 8.600

Imposto sobre os itens registados directamente em capital 13 7.389 (2.689)

Resultado reconhecido directamente em Capital (28.413) 11.760

Lucro do período 127.427 145.208

Resultado Total do Período 99.014 156.968

Atribuível a:

Accionistas 98.992 156.910

Interesses Minoritários 22 58

99.014 156.968




Demonstração de fluxos de caixa consolidados (Unidade: Mil euros)

Exercício findo em 31 de Dezembro

2008 2007

Fluxos de caixa das actividades operacionais

Recebimentos de clientes 2.614.752 2.220.484

Pagamentos a fornecedores (1.843.905) (1.741.772)

Pagamentos ao pessoal (48.890) (47.449)

Pagamento do imposto sobre o rendimento (100.934) (64.236)

Fluxos de caixa líquidos das actividades operacionais 621.023 367.027

Fluxos de caixa das actividadades de investimento

Recebimentos provenientes de:

Investimentos financeiros 15.062 600

Empréstimos de empresas do Grupo - -

Activos fixos tangíveis 25 70

Subsídios ao investimento 65.026 12.861

Dividendos 8.484 6.820

Pagamentos respeitantes a:

Variação de perímetro - (24.026)

Investimentos financeiros (43.425) (50.590)

Activos fixos tangíveis (264.689) (243.656)

Fluxos de caixa líquidos das actividades de investimento (219.517) (297.922)

Fluxos de caixa das actividades de financiamento


Empréstimos obtidos 31.782.188 20.837.409

Juros e custos similares 8.711 -

- -


Empréstimos obtidos (32.017.007) (20.643.150)

Juros e custos similares (130.142) (88.116)

Dividendos (87.064) (97.003)

Fluxos de caixa líquidos das actividades de financiamento (443.314) 9.140

Aumento líquido (diminuição) do caixa e equivalentes de caixa (41.808) 78.245

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 102.215 23.970

Caixa e equivalentes de caixa no final do período 60.407 102.215

Detalhe da Caixa e equivalentes de caixa

Caixa 1 3

Descobertos bancários (41.023) (23.704)

Depósitos bancários 85.226 125.916

Outras aplicações de tesouraria 16.203

60.407 102.215


Anexo às Demonstrações Financeiras Consolidadas 79


Anexo às demonstrações financeiras consolidadas

80 Anexo às Demonstrações Financeiras Consolidadas


7. Anexo às demonstrações financei-ras consolidadas

1. Informação geral

A REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. (re-ferida neste documento como “REN” ou “Grupo”), com morada na Avenida Estados Unidos da América, 55 - Lis-boa, foi criada a partir da cisão do grupo EDP, de acordo com os Decretos-Lei 7/91, de 8 de Janeiro e 131/94, de 19 de Maio, aprovados em Assembleia Geral em 18 de Agos-to de 1994, com o objecto de assegurar a gestão global do sistema Eléctrico de Abastecimento Público (SEP).

Até 26 de Setembro de 2006, o Grupo REN tinha a sua actividade centrada no negócio da electricidade, através da REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. Em 26 de Setembro de 2006, decorrente da transacção de unbundling do negócio do gás natural, o Grupo sofreu uma alteração significativa com a compra dos activos e participações financeiras associados às actividades de transporte, armazenamento e regaseificação de gás natural, constituindo um novo negócio.

No início de 2007, a empresa foi transformada na holding do Grupo e redenominada, após a transferência do negócio da electricidade para uma nova empresa criada a 26 de Setembro de 2006, a REN - Serviços de Rede, S.A., que foi em simultâneo redenominada para REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.

Não houve alterações à estrutura do Grupo durante o ano de 2008.

O Grupo detém, presentemente, duas áreas de negó-cio principais, a Electricidade e o Gás, e duas áreas de negócio secundárias, nas áreas de Telecomunicações e de Gestão do Mercado de Derivados de Electricidade.

O negócio da Electricidade compreende as seguintes empresas:

a) REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A., criada em 26 de Setembro de 2006 cujas actividades são desen-volvidas no âmbito de um contrato de concessão atribuído por um período de 50 anos, que se iniciou em 2007 e que estabelece a gestão global do Siste-ma Eléctrico de Abastecimento Público (SEP);

b) REN Trading, S.A., criada em 13 de Junho de 2007, cuja função principal é a gestão dos contratos de aquisição de energia (CAE) da Turbogás e da

Tejo Energia que não cessaram em 30 de Junho de 2007, data da entrada em vigor dos novos contratos CMEC. A actividade desta empresa compreende o comércio da electricidade produzida e da capacidade de produção instalada, junto dos distribuidores nacionais e internacionais.

O negócio do Gás engloba as seguintes empresas:a) REN Gasodutos, S.A.

Empresa criada, em 26 de Setembro de 2006, cujo capital social foi realizado através da integração das infra-estruturas de transporte de gás (rede; ligações; compressão);

b) REN Armazenagem, S.A.Empresa criada em 26 de Setembro de 2006, cujo capital social foi realizado pela integração dos activos de armazenamento subterrâneo de gás;

c) REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. Empresa adquirida no âmbito da aquisição do negócio do gás, anteriormente designada por “SGNL - Sociedade Portuguesa de Gás Natural Liquefeito”. A actividade desta empresa consiste no fornecimento de serviços de recepção, armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito através do terminal marítimo de GNL, sendo responsável pela construção, utilização e manutenção das infra-estruturas necessárias.

As actividades destas empresas são desenvolvidas no âmbito de três contratos de concessão atribuídos em separado, por um período de 40 anos com início em 2006.

Adicionalmente a REN Gasodutos, S.A. detém uma participação em duas sociedades criadas em joint-venture com uma empresa espanhola de transporte de gás, a Enagás, às quais a REN Gasodutos cedeu os direitos de transporte sobre gasodutos específicos (Braga - Tuy e Campo Maior - Leiria - Braga).

O negócio das telecomunicações é gerido pela RENTELECOM Comunicações, S.A., cuja actividade consiste no estabelecimento, gestão e utilização dos siste-mas e infra-estruturas de telecomunicações, fornecendo serviços de comunicação e tirando proveito da capacidade excedentária de fibras ópticas pertencentes ao Grupo REN.

O negócio da gestão do Mercado de Derivados da Electricidade é assegurado pelo OMIP - Operador do Mer-cado Ibérico de Energia (Pólo Português), S.A. Esta enti-dade foi criada para a organização da divisão Portuguesa



do MIBEL, assegurando a gestão do Mercado de Deriva-dos do MIBEL juntamente com a OMIclear (Câmara de compensação do Mercado Energético), uma empresa constituída e detida totalmente pelo OMIP, e cujo papel é o de câmara de compensação e de contraparte central das operações realizadas no mercado a prazo. O OMIP iniciou a sua actividade em 3 de Julho de 2006.

A REN-Serviços, S.A. iniciou a sua actividade em Janeiro de 2008, que consiste na prestação de quaisquer serviços genéricos de apoio administrativo, financeiro, regulativo, de gestão do pessoal, processamento de salários, gestão e manutenção de património mobiliário e imobiliário, negociação e aprovisionamento de consumíveis ou serviços e, em geral, quaisquer outros do mesmo tipo, usualmente designados por serviços de back-office, de forma remunerada, tanto a empresas que estejam com ela em relação de grupo como quaisquer terceiros.

Estas demonstrações financeiras consolidadas foram aprovadas pelo Conselho de Administração, na reunião de 20 de Fevereiro de 2009. É da opinião do Conselho de Administração que estas demonstrações financeiras reflectem de forma verdadeira e apropriada as operações da REN, bem como a sua posição e performance financeira e fluxos de caixa.

2. Informação sobre os contratos de con-cessão atribuídos à REN

2.1. Contrato de Concessão de ElectricidadeA concessão para a utilização da RNT foi atribuída

à REN, S.A., conforme Decreto-Lei n.º 182/95 de 27 de Julho de 1995 (art.º 64), com vista à gestão do Sistema Eléctrico de Abastecimento Público (SEP), à utilização da Rede Nacional de Transporte, bem como ao desenvolvi-mento das infra-estruturas necessárias.

O objecto deste contrato de concessão consiste nas seguintes actividades:

(i) Compra e Venda de ElectricidadeNesta actividade, a REN, S.A. actuou, até 30 de Junho

de 2007, como intermediário (agente) entre os produtores e distribuidores vinculados de electricidade. A electricidade era adquirida com base em contratos de compra de energia assinados com os produtores, e vendida de acordo com as tarifas definidas pelo regulador, ERSE (Entidade Reguladora de Serviços Energéticos).

A REN intermediava na venda de excedentes de produção disponíveis. Dos ganhos obtidos nestas intermediações, a REN tinha direito a reter 50% dos ganhos comerciais obtidos.

A partir de 1 de Julho de 2007, com o término da maioria dos contratos de aquisição de energia (CAE) a REN gere os dois CAE não cessados com a Tejo Energia e a Turbogás, através da REN Trading, colocando a energia desses produtores no mercado.

Os activos tangíveis alocados a esta actividade são remunerados à semelhança do que se verifica para os activos de transporte de electricidade.

ii) Transporte de ElectricidadeEsta é a actividade principal da REN, tendo por objecto

o transporte de electricidade através da RNT para entrega aos distribuidores em MT (média tensão) e AT (alta tensão), aos consumidores ligados à RNT e às redes de MAT (muito alta tensão) a que a REN estiver ligada. Esta actividade inclui ainda o planeamento e desenvolvimento da RNT, a construção das novas infra-estruturas e a exploração e manutenção da RNT.

O modelo do contrato de concessão garante um equilíbrio contratual através da recuperação das depreciações e remuneração dos investimentos feitos em activos da concessão, e a recuperação de custos opera-cionais elegíveis.

iii) Gestão Global do SistemaEsta actividade tem por objecto a gestão global

do sistema de electricidade, cabendo à REN a gestão técnica do mesmo através da coordenação, nos pontos de ligação com a RNT, dos trânsitos de energia eléctrica das instalações da produção, das redes de distribuição, em MT e AT, e dos consumidores ligados à RNT, através de ordem de despacho.

A actividade de gestão global do sistema tem também garantido o equilíbrio contratual, através da recuperação da depreciação dos activos da concessão e a remuneração do investimento efectuado. A remuneração é calculada com base no valor médio líquido dos activos associados a esta actividade.

A REN pode desenvolver outras actividades, de modo directo ou através de empresas subsidiárias, quando autorizada pelo Governo, caso seja do melhor interesse para a concessão ou para os seus clientes. Este é o caso do OMIP, que gere o Mercado de Derivados da Electricidade



partes por rescisão, por resgate e pelo decurso do prazo. A extinção da concessão opera a transmissão para o Estado dos bens e meios a ela afectos.

O contrato de concessão poderá ser rescindido pelo concedente se ocorrer qualquer uma das situações a seguir descritas, com impacto significativo nas operações da concessão: afastamento dos princípios da concessão; oposição à supervisão e desobediência às deliberações do concedente; recusa em efectuar reparações e manutenções nos activos da concessão, bem como o seu desenvolvimento; aplicação de tarifas mais elevadas do que as definidas pelo regulador; e a transmissão ou subconcessão não autorizada da concessão de transporte.

O concedente pode resgatar a concessão sempre que motivos de interesse público o justifiquem, decorridos que sejam pelo menos 15 anos sobre a data do início do res-pectivo prazo. Pelo resgate, a concessionária tem direito a uma indemnização que deve atender ao valor contabilís-tico à data do resgate dos bens revertidos bem como ao valor de eventuais lucros cessantes.

Se, no termo da concessão, esta não tiver sido renovada ou não tiver sido decidido quanto ao novo modo ou entidade encarregada da gestão da concessão, o presente contrato de concessão pode ser prolongado pelo período máximo de um ano, como um contrato de locação, prestação de serviços ou qualquer outra forma legal.

2.2 .Transporte de Gás e Gestão Global do Sistema

A concessão para utilização da RNTGN foi atribuída à REN - Gasodutos, S.A., ao abrigo do Decreto-Lei n.º 140/2006 de 26 de Julho de 2006, tendo como objecto a gestão do Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN), a operação da rede de transporte de gás em alta pressão e o desenvolvimento das infra-estruturas necessárias, sob o regime de prestação de serviço público.

O objecto do contrato de concessão compreende as seguintes actividades:

(i) Transporte de GásEsta é uma das actividades da REN-Gasodutos, S.A.,

e tem por objectivo garantir o transporte de gás através das infra-estruturas que compõem a rede nacional de alta pressão, bem como a distribuição ao SNGN ou a consumidores industriais directamente ligados à RNTGN. Esta actividade compreende não só a recepção e

sob a alçada do MIBEL, e a sua subsidiária OMIclear, que funciona como câmara de compensação.

A concessão foi atribuída por um período de 50 anos, com início em 15 de Junho de 2007. Os activos conside-rados como activos de concessão são aqueles adquiridos pela REN à RNT, que incluem:

as linhas, subestações, postos de seccionamento e •instalações anexas;as instalações afectas ao despacho centralizado e à •gestão global do SEP, incluindo todo o equipamento indispensável ao seu funcionamento; eas instalações de telecomunicações, telemedida e •telecomando afectas ao transporte e à coordenação do sistema electroprodutor.

Adicionalmente, são também considerados como activos de concessão:

os imóveis pertencentes à REN em que se implantem •os bens referidos no número anterior, assim como as servidões constituídas;os sítios para instalação dos centros electroprodutores, •cuja propriedade ou posse pertença à REN;outros bens móveis ou imóveis necessários ao •desempenho das actividades objecto da concessão; e as relações jurídicas directamente relacionadas com a •concessão, nomeadamente laborais, de empreitada, de locação, de prestação de serviços, de recepção e entrega de energia eléctrica, bem como os direitos de utilização do domínio hídrico e de transporte através de redes situadas no exterior da área de concessão.

A REN tem a obrigação de, durante o prazo de vigência da concessão, manter o bom estado de funcionamento, conservação e segurança dos activos e meios a ela afectos, efectuando todas as reparações, renovações e adaptações necessárias para a manutenção dos activos nas condições técnicas requeridas.

A REN é titular e detém a posse dos activos que integram a concessão, até à extinção desta. Os activos apenas podem ser utilizados para o fim previsto na concessão. Na data da extinção da concessão, os bens a ela afectos revertem para o Estado nos termos previstos no presente contrato, o qual compreende o recebimento de uma indemnização correspondente ao valor líquido contabilístico dos bens afectos à concessão.

A concessão pode ser extinta por acordo entre as



subcontratos, locações e serviços externos.A REN Gasodutos, S.A., tem a obrigação de, durante

o prazo de vigência da concessão, manter o bom estado de funcionamento, conservação e segurança dos activos e meios a ela afectos, efectuando todas as reparações, renovações e adaptações necessárias para a manutenção dos activos nas condições técnicas requeridas.

A REN Gasodutos, S.A. é titular e detém a posse dos activos que integram a concessão. Os activos apenas podem ser utilizados para o fim previsto na concessão. Na data da extinção da concessão, os bens a ela afectos revertem para o Estado nos termos previstos no presente contrato, o qual compreende o recebimento de uma indemnização correspondente ao valor líquido contabilístico dos bens afectos à concessão.

A concessão pode ser extinta por acordo entre as partes por rescisão, por resgate e pelo decurso do prazo. A extinção da concessão opera a transmissão para o Estado dos bens e meios a ela afectos.

O contrato de concessão poderá ser rescindido pelo concedente se ocorrer qualquer uma das situações a seguir descritas, com impacto significativo nas operações da concessão: falha iminente ou interrupção da actividade; deficiências na gestão e operação da actividade da concessão; ou deficiências na manutenção e reparação das infra-estruturas que comprometam a qualidade do serviço.

O concedente pode resgatar a concessão sempre que motivos de interesse público o justifiquem, decorridos que sejam pelo menos 15 anos sobre a data do início do respectivo prazo. Pelo resgate, a concessionária tem direito a uma indemnização que deve atender ao valor contabilístico à data do resgate dos bens revertidos bem como ao valor de eventuais lucros cessantes.


2.3 . Recepção, Armazenamento e Regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL)

A concessão da actividade no terminal GNL foi atribuída à REN Atlântico, S.A., ao abrigo do Decreto-Lei 140/2006 de 26 de Julho de 2006, para a realização

distribuição de gás através da rede de transporte de alta pressão, mas também a operação e manutenção de todas as infra-estruturas e ligações que pertencem à RNTGN.

O modelo do contrato de concessão garante o equilíbrio contratual através da recuperação dos custos operacionais elegíveis e da remuneração dos activos, que compreende: a recuperação da depreciação dos activos; e a remuneração a uma taxa de juro fixada pelo regulador (ERSE), calculada como uma proporção entre valor actual acumulado de unidades transportadas, e as unidades totais estimadas a serem transportadas através da infra-estrutura, durante o período de concessão.

ii) Gestão Global do Sistema do GásO objectivo desta actividade é gerir o Sistema

Nacional de Abastecimento de Gás (SNGN), através da coordenação das ligações nacionais e internacionais à RNTGN, o planeamento e a preparação da expansão necessária da rede de transporte de gás de alta pressão, e o controlo das reservas de segurança de gás natural.

Esta concessão foi atribuída por um período de 40 anos a partir da data de assinatura do contrato. Os acti-vos considerados como activos da concessão, são os acti-vos adquiridos pelo Grupo REN à Transgás, e incluem:

os gasodutos de alta pressão, utilizados no transporte •de gás, tubos e antenas associados;as infra-estruturas relacionadas com a compressão, •transporte e redução de pressão do gás para entrega nos gasodutos de média pressão; equipamentos relacionados com a gestão técnica •global do SNGN; e infra-estruturas de telecomunicações, telemetria e de •controlo remoto usados para gerir a rede de recepção, transporte e entrega, incluindo equipamento de telemetria colocado nas instalações dos utilizadores.

Adicionalmente, são também considerados como activos da concessão:

os imóveis detidos pela REN Gasodutos, S.A., onde •os supra mencionados equipamentos se encontram instalados, assim como as servidões constituídas;outros activos necessários para o desenvolvimento •operacional das actividades da concessão;quaisquer direitos intelectuais ou industriais, •propriedade da REN Gasodutos, S.A.; e todas as relações legais estabelecidas durante •a concessão, tais como: contratos de trabalho,



outros activos necessários ao desenvolvimento da •actividade da concessão; quaisquer direitos intelectuais ou de propriedade •industrial da REN Atlântico, S.A.; etodas as relações legais estabelecidas durante •a concessão, tais como: contratos de trabalho, subcontratos, locações e serviços externos.

A REN Atlântico, S.A., tem a obrigação de, durante o prazo de vigência da concessão, manter o bom estado de funcionamento, conservação e segurança dos activos e meios a ela afectos, efectuando todas as reparações, renovações e adaptações necessárias para a manuten-ção dos activos nas condições técnicas requeridas.

A REN Atlântico, S.A. é titular e detém a posse dos activos que integram a concessão. Os activos apenas podem ser utilizados para o fim previsto na concessão. Na data da extinção da concessão, os bens a ela afectos revertem para o Estado nos termos previstos no presente contrato, o qual compreende o recebimento de uma in-demnização correspondente ao valor líquido contabilísti-co dos bens afectos à concessão.



O concedente pode resgatar a concessão sempre que motivos de interesse público o justifiquem, decorri-dos que sejam pelo menos 15 anos sobre a data do início do respectivo prazo. Pelo resgate, a concessionária tem direito a uma indemnização que deve atender ao valor contabilístico à data do resgate dos bens revertidos bem como ao valor de eventuais lucros cessantes.


das seguintes actividades, sob o regime de prestação de serviço público:

a) a recepção, armazenamento, tratamento e rega-seificação de gás natural liquefeito, descarregado de barcos metaneiros no Porto de Sines;

b) a injecção de gás natural de alta pressão na Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN) ou a sua expedição através de camiões especializa-dos para o efeito;

c) a construção, utilização, manutenção e expansão das infra-estruturas do Terminal GNL (edifícios, tanques, gasodutos, etc.).

O modelo do contrato de concessão garante um equilíbrio contratual através da recuperação dos custos operacionais elegíveis e da remuneração dos activos, que compreende: a recuperação da depreciação dos activos; e a remuneração a uma taxa de juro fixada pelo regulador (ERSE), calculada como uma proporção entre valor actual acumulado de unidades descarregadas e regaseificadas, e as unidades totais estimadas a serem regaseificadas através da infra-estrutura, durante o período de concessão.

A concessão foi atribuída por um período de 40 anos, a partir da data de assinatura do contrato. Os activos considerados como activos de concessão, são os activos adquiridos pelo Grupo REN à Transgás, e incluem:

o terminal GNL e as infra-estruturas associadas, •instaladas no Porto de Sines;as infra-estruturas utilizadas para a recepção, •armazenagem, tratamento e regaseificação do GNL, incluindo todo o equipamento necessário para controlo, regulação e medição das restantes infra-estruturas e da actividade do Terminal GNL; as infra-estruturas utilizadas na injecção do gás na-•tural na RNTGN ou no carregamento e expedição do GNL através de camiões ou barcos metaneiros; e as infra-estruturas relacionadas com telecomunica-•ções, telemetria e controlo remoto, usadas na ges-tão de todas as infra-estruturas do terminal GNL.

Adicionalmente, são também considerados activos da concessão:

os imóveis detidos pela REN Atlântico, S.A., onde •os supra referenciados equipamentos estão instala-dos assim como as servidões constituídas;



subterrâneas;o • cushion gas afecto a cada câmara; quaisquer direitos intelectuais ou de propriedade •industrial da REN Armazenagem, S.A.; todas as relações legais estabelecidas durante •a concessão, tais como: contratos de trabalho, subcontratos, locações e serviços externos.

A REN Armazenagem, S.A., tem a obrigação de, durante o prazo de vigência da concessão, manter o bom estado de funcionamento, conservação e segurança dos activos e meios a ela afectos, efectuando todas as reparações, renovações e adaptações necessárias para a manutenção dos activos nas condições técnicas requeridas.

A REN Armazenagem, S.A. é titular e detém a posse dos activos que integram a concessão. Os activos apenas podem ser utilizados para o fim previsto na concessão. Na data da extinção da concessão, os bens a ela afectos revertem para o Estado nos termos previstos no presente contrato, o qual compreende o recebimento de uma indemnização correspondente ao valor líquido contabilístico dos bens afectos à concessão.



O concedente pode resgatar a concessão sempre que motivos de interesse público o justifiquem, decorridos que sejam pelo menos 15 anos sobre a data do início do respectivo prazo. Pelo resgate, a concessionária tem direito a uma indemnização que deve atender ao valor contabilístico à data do resgate dos bens revertidos bem como ao valor de eventuais lucros cessantes.


2.4. Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural

A concessão da actividade nas operações de armaze-namento subterrâneo foi atribuída à REN Armazenagem, S.A., ao abrigo do Decreto-Lei 140/2006 de 26 de Julho de 2006, para a realização das seguintes actividades, sob o regime de prestação de serviço público:

a) recepção, injecção, armazenamento subterrâneo, extracção, tratamento e entrega do gás natural de modo a criar ou manter as reservas de segurança de gás natural ou para entrega na RNTGN; e

b) construção, utilização, manutenção e expansão das câmaras de armazenamento subterrâneo.

O modelo do contrato de concessão garante um equilíbrio contratual através da recuperação das depreciações dos activos da concessão, a remuneração dos investimentos feitos na concessão dos activos e recuperação dos custos operacionais associados à actividade a que a concessão se destina.

A concessão é válida por um período de 40 anos, a partir da data de assinatura do contrato. Os activos considerados como activos de concessão, que foram adquiridos pelo Grupo REN à Transgás, são os seguintes:

As câmaras subterrâneas de gás natural adquiridas •ou construídas durante o período de vigência do contrato de concessão;Infra-estruturas utilizadas para injecção, extracção, •compressão, secagem e redução de pressão do gás, usado para ser distribuído na RNTGN, incluindo todo o equipamento necessário para controlo, regulação e medição das restantes infra-estruturas;Infra-estruturas e equipamento para operações de •lixiviação; e Infra-estruturas necessárias para telecomunicações, •telemetria e controlo remoto, usadas na gestão de todas as infra-estruturas e câmaras subterrâneas.

Adicionalmente, são também considerados activos da concessão:

os imóveis detidos pela REN Armazenagem, S.A., •onde os supra referenciados equipamentos estão instalados, assim como as servidões constituídas;outros activos necessários ao desenvolvimento da •actividade de concessão;direitos de construção ou aumento das câmaras •



da gestão”, de acordo com a qual a informação por segmentos é apresentada na mesma base da informação reportada internamente pela gestão. O Grupo aplicará esta norma em 1 de Janeiro de 2009, contudo a sua adopção não terá impactos nos segmentos reportados. IAS 23 (alteração), ‘Custos de empréstimos obtidos’ •(a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A alteração à IAS 23 determina que os custos de empréstimos que sejam directamente atribuíveis à aquisição, construção ou produção de um activo “qualificável” (um activo que requer um período substancial de tempo para atingir a sua condição de uso ou venda), sejam considerados como parte do custo de aquisição. A opção de reconhecer estes custos como custo do exercício deixa de existir. Esta alteração não deverá ter impacto nas demonstrações financeiras da REN, uma vez que esta já adopta este tratamento contabilístico. IFRS 2 (alteração), ‘Pagamentos baseados em •acções’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta alteração tem como objectivo limitar o conceito das condições de vesting, às condições de prestação de serviço e condições de performance. Outras condições não são consideradas de vesting e devem ser incluídas no cálculo do justo valor das transacções com os empregados na data da atribuição, não afectando assim o número de acções vested ou o seu justo valor após a data da atribuição. Esta alteração vem também clarificar que o cancelamento de um plano de acções deve ser registado da mesma forma quer seja cancelado por iniciativa da empresa ou de uma entidade terceira. Esta alteração não terá qualquer impacto nas demonstrações financeiras da REN. IFRS 3 (revisão), ‘Concentrações de actividades’ (a •aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Julho de 2009). A revisão a esta norma ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. A versão revista desta norma prevê alterações significativas na determinação do valor da compra, relativas às componentes compreendidas e a sua valorização. A norma revista prevê ainda relativamente à mensuração dos “interesses não controlados”, a opção de aplicar a cada concentração per si, a proporção dos activos líquidos da entidade adquirida

3. Resumo das principais políticas conta-bilísticas

As principais políticas de contabilidade aplicadas na elaboração das demonstrações financeiras são as que abaixo se descrevem. Estas políticas foram consistente-mente aplicadas a todos os exercícios apresentados, salvo indicação contrária.

3.1. Base de Preparação

Estas demonstrações financeiras consolidadas foram preparadas de acordo com as IFRS adoptadas pela União Europeia (“IFRS”), emitidas e em vigor ou emitidas e adoptadas antecipadamente à data de 31 de Dezembro de 2008. Na preparação das demonstrações financeiras consolidadas a REN seguiu a convenção dos custos históricos, modificada, quando aplicável, pela reavaliação de activos financeiros disponíveis para venda.

A preparação das demonstrações financeiras em conformidade com as “IFRS” requer o uso de estimativas, pressupostos e julgamentos críticos no processo da determinação das políticas contabilísticas a adoptar pela REN, com impacto significativo no valor contabilístico dos activos e passivos, assim como nos rendimentos e gastos do período de reporte.

Apesar de estas estimativas serem baseadas na melhor experiência da Administração e nas suas melhores expec-tativas em relação aos eventos e acções correntes e futu-ras, os resultados actuais e futuros podem diferir destas estimativas. As áreas que envolvem um maior grau de jul-gamento ou complexidade, ou áreas em que pressupostos e estimativas sejam significativos para as demonstrações financeiras consolidadas são apresentadas na Nota 5.

Novas normasa) Existem novas normas, alterações e interpretações

efectuadas a normas existentes, que apesar de já estarem publicadas, a sua aplicação apenas é obrigatória para períodos anuais que se iniciem a partir de 1 de Janeiro de 2009 ou em data posterior, as quais a REN decidiu não adoptar antecipadamente:

IFRS 8, ‘Segmentos Operacionais’ (a aplicar para •os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009) substitui a IAS 14 e converge no relato por segmentos com os US GAAP, SFAS 131. Esta nova norma determina a utilização “da visão



de capital, quando determinadas condições restritas se verifiquem. Esta alteração não deverá ter impacto nas demonstrações financeiras da REN. IFRS 1 (alteração), ‘Adopção pela primeira vez das IFRS’ •e consequente alteração à IAS 27 ‘Demonstrações financeiras separadas e consolidadas’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A alteração a esta norma ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. A alteração à IFRS 1 permite que os investimentos financeiros registados nas contas separadas da empresa-mãe do grupo, sejam valorizados na transição para as IFRS, ao custo presumido, o que pode corresponder ao justo valor dos investimentos na data da transição ou ao valor contabilístico pelo qual estava registado no normativo anterior. Adicionalmente, é removida a definição do “método do custo” da IAS 27, passando esta a exigir que todos os dividendos recebidos sejam reconhecidos como resultados nas demonstrações financeiras separadas da empresa-mãe. Esta alteração não terá impacto nas demonstrações financeiras da REN. Melhoria anual das normas em 2008 (a aplicar •maioritariamente para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Estas melhorias a diversas normas ainda não se encontram adoptadas pela União Europeia. As melhorias introduzidas em diversas normas resultam do processo de revisão da consistência da aplicação prática das normas e da eliminação de inconsistências de interpretação identificadas, para além da harmonização da terminologia utilizada. As melhorias mais significativas referem-se às alterações efectuadas à IFRS 5, IAS 19, IAS 38, IAS 39 e IAS 40. Estas melhorias serão aplicadas pelo Grupo nos exercícios em que se tornem efectivas.IFRIC 13, ‘Programas de fidelização de clientes’ (a •aplicar, no espaço da União Europeia, para os exer-cícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A IFRIC 13 clarifica que quando os bens ou serviços são vendidos, associados a programas de fidelização de clientes, as transacções de venda são consideradas como “multi-elementos” pelo que o produto da venda tem de ser alocado aos diferen-tes componentes com base no seu justo valor. Esta interpretação não terá impacto nas demonstrações financeiras da REN.

ou ao justo valor dos activos e passivos adquiridos (full goodwill). Esta revisão terá impactos nas futuras concentrações de actividades a efectuar pela REN. IAS 27 (revisão), ‘Demonstrações financeiras •separadas e consolidadas’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Julho de 2009). A revisão a esta norma ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. Após a revisão a norma passa a requerer que as transacções com os “interesses não controlados” sejam registadas no Capital Próprio, quando não há alteração no controlo sobre a entidade. Quando há alterações no controlo exercido sobre a entidade, qualquer interesse remanescente sobre a entidade é remensurado ao justo valor por contrapartida de resultados do exercício. Esta revisão terá impactos significativos em futuras concentrações de actividades a efectuar pela REN.IAS 1 (revisão), ‘Apresentação das demonstrações •financeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). O objectivo desta revisão é a agregação da informação nas demonstrações financeiras de acordo com as suas características. Assim, todas as alterações ao capital próprio resultantes de transacções com os accionistas, serão apresentadas na Demonstração das alterações ao capital próprio separadas das transacções no capital próprio com as entidades não accionistas. Todas as alterações ao capital próprio resultantes de transacções com entidades não accionistas serão apresentadas num demonstração do comprehensive income ou em duas demonstrações separadas (uma demonstração dos resultados e uma demonstração do comprehensive income). Quando a entidade re-expressar ou reclassificar a informação comparativa, será exigida a apresentação adicional de um balanço à data de inicio do período comparativo. A revisão à IAS 1 será adoptada pela REN em 1 de Janeiro de 2009. IAS 32 (alteração), ‘Instrumentos financeiros: •apresentação’ e consequente alteração à IAS 1- ‘Apresentação das demonstrações financeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A alteração a esta norma ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. Esta alteração requer que alguns instrumentos financeiros que cumprem com a definição de passivo financeiro, sejam classificados como instrumentos



accionistas. Esta interpretação será aplicada pela REN no exercício em que a interpretação se torne efectiva.

b) As interpretações identificadas abaixo, são de apli-cação obrigatória pelo IASB, para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2008, no entanto, a sua aplicação não foi efectuada por ainda estar pendente da adopção pela União Europeia:

IFRIC 12, ‘Serviços de concessão’. A IFRIC 12 deter-•mina como os operadores de serviços de concessão devem aplicar as IFRS na contabilização das obri-gações assumidas e dos direitos obtidos decorren-tes da assinatura dos contratos de concessão. Esta interpretação aplica-se às actividades desenvolvidas pelas entidades do Grupo REN, e o impacto estima-do da sua adopção nas demonstrações financeiras do Grupo estão divulgadas na Nota 3.2.

c) O impacto da adopção das normas e interpreta-ções que se tornaram efectivas no exercício de 2008, é como segue:

IAS 39, ‘Instrumentos financeiros: reconhecimento •e mensuração’. Passa a ser permitida a alteração à classificação de activos financeiros ao justo valor por via de resultados, em condições específicas. Sem impacto nas demonstrações financeiras da REN. IFRIC 11, ‘IFRS 2 Operações com acções próprias’. •Trata do registo das transacções com pagamentos baseados em acções entre entidades do mesmo grupo. Sem impacto nas demonstrações da REN.

3.2. Concessão de Serviços

O Grupo tem quatro concessões para as actividades e desenvolvimento da RNT, para a gestão global do sistema eléctrico nacional, bem como para a utilização e desenvolvimento da RNTGN, do terminal de GNL, do armazenamento subterrâneo de gás natural e da gestão global do sistema de gás natural. Os activos adquiridos/construídos pela REN, ao abrigo destes contratos de concessão, referidos como activos da concessão, compreendem essencialmente activos fixos tangíveis.

De acordo com a IFRIC 12, um acordo de serviço de concessão envolve normalmente uma entidade privada (o operador) que constrói a infra-estrutura utilizada na prestação do serviço público, que a desenvolve (por

IFRIC 14, ‘Limitação aos activos decorrentes de •planos de benefícios definidos e a sua interacção com requisitos de contribuições mínimas’ (a aplicar, no espaço da União Europeia para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A IFRIC 14 delimita as situações em que é possível reconhecer um activo, decorrente de um plano de benefícios atribuído aos empregados. Clarifica também como é que os activos e passivos com pensões podem ser afectados por requisitos específicos de contribuições mínimas. A esta data esta interpretação não terá impacto nas demonstrações financeiras da REN.IFRIC 15, ‘Contratos para a construção de imóveis’ •(a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta interpretação ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. A IFRIC 15 vem clarificar como reconhecer o rédito de contratos de serviços de construção, considerando se em substância se referem à venda de activos ou à prestação de serviços, no âmbito da IAS 18, ‘Rédi-to’ ou a contratos de construção no âmbito da IAS 11, ‘Contratos de construção’. Esta interpretação não terá impacto nas demonstrações financeiras do Grupo. IFRIC 16, ‘Cobertura de investimentos em operações •estrangeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Outubro de 2008). Esta interpretação ainda não se encontra adoptada pela União Europeia. Esta interpretação aplica-se aos grupos que fazem a cobertura do risco cambial resultante dos investimentos efectuados em operações estrangeiras e refere as condições que se devem verificar para que qualifique como cobertura contabilística. Esta interpretação define ainda quais os montantes que devem ser reclassificados da reserva cambial registada no capital próprio para resultados do exercício, quando uma operação estrangeira é alienada. Esta interpretação não terá impacto nas demonstrações financeiras do Grupo REN, por não ter unidades de negócio estrangeiras. IFRIC 17, ‘Distribuições em espécie aos accionistas’ •(a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Julho de 2009). Esta interpretação ain-da não se encontra adoptada pela União Europeia. O objectivo desta interpretação é clarificar como é que uma entidade deve valorizar a distribuição de activos, que não dinheiro, como um dividendo aos



exemplo, aumento da capacidade existente) e faz a manutenção e operação da mesma por um período específico. O operador é remunerado pelos serviços prestados pelo período do acordo. O acordo de serviço de concessão é regulado por um contrato de concessão que estabelece os standards de performance, os mecanismos de ajustamento de preços e a resolução de disputas. Estes contratos de concessão podem ser designados por “construir-operar-transferir”, “reabilitar-operar- transferir” ou “público-privado”.

Uma característica comum a estes contratos é a natureza de serviço público da obrigação assumida pelo operador da concessão. A regra da prestação de serviços públicos é que estes devem ser prestados colocando as infra-estruturas à disposição da utilização do público, independentemente da entidade que opera o serviço. O contrato de concessão obriga o operador a prestar o serviço ao público em substituição da entidade do sector público responsável. Outras características destes contratos são:

(a) a parte que atribui a concessão do serviço ( o con-cedente) é uma entidade do sector público, incluin-do um organismo governamental ou uma entidade do sector público a quem a responsabilidade do serviço tenha sido atribuída;

(b) o operador é responsável pelo menos pela gestão da infra-estrutura e dos serviços relacionados não agindo meramente como um agente em nome do concedente;

(c) o contrato estabelece o preço inicial a ser cobrado pelo operador e as condições de revisão de preços a efectuar durante o contrato de concessão;

(d) o operador é obrigado a entregar a infra-estrutura ao concedente, em determinadas condições, no final do período do contrato por um valor residual, independentemente do facto de qual das partes financiou a sua construção.

Excepto nas situações de “construir-possuir-operar” quando a IFRIC 12 é aplicada, geralmente, o operador da concessão não deverá reconhecer nas suas demons-trações financeiras como activos fixos tangíveis, os acti-vos da concessão utilizados na prestação do serviço. Em vez disso, o operador deve registar os direitos que lhe são concedidos por conta da construção de infra-estruturas, utilizando:

o modelo do activo financeiro se o concedente •tem a responsabilidade de pagar ao operador pela prestação do serviço da concessão;o modelo do activo intangível se o pagamento da •prestação do serviço é feito através dos utilizadores.

Nesta fase é entendimento do grupo REN que as

concessões atribuídas ao grupo serão tratadas como activos intangíveis e, adicionalmente, um activo financeiro pode ser reconhecido no que diz respeito ao valor residual dos activos da electricidade e do gás, a ser pago pelo concedente no final do contrato de concessão. Contudo a data de adopção da IFRIC 12 está dependente do processo de publicação por parte da União Europeia.

3.3. Consolidação

FiliaisFiliais são todas as entidades (incluindo as entidades

com finalidades especiais) sobre as quais a REN tem o poder de decidir sobre as políticas financeiras ou operacionais, a que normalmente está associado o controlo, directo ou indirecto, de mais de metade dos direitos de voto. A existência e o efeito de direitos de voto potenciais que sejam correntemente exercíveis ou convertíveis são considerados quando se avalia se a REN detém o controlo sobre uma entidade. As filiais são consolidadas a partir da data em que o controlo é transferido para a REN sendo excluídas da consolidação a partir da data em que esse controlo cessa. As entidades que se qualificam como filiais encontram-se listadas na Nota 36.

A aquisição de filiais é registada pelo método de compra. O custo de uma aquisição é mensurado pelo justo valor dos bens entregues, instrumentos de capital emitidos e passivos incorridos ou assumidos na data de aquisição acrescido dos custos directamente atribuíveis à aquisição. Os activos identificáveis adquiridos e os passivos e passivos contingentes assumidos numa concentração empresarial, são mensurados inicialmente ao justo valor na data de aquisição, independentemente da existência de interesses minoritários. O excesso do custo de aquisição relativamente ao justo valor da participação da REN nos activos identificáveis adquiridos é registado como goodwill. Se o custo de aquisição for inferior ao justo valor dos activos líquidos da subsidiária adquirida, a diferença é reconhecida directamente na demonstração dos resultados consolidados.



à venda de contratos de futuros no MIBEL, não são materiais para apresentar informação por segmento geográfico.

3.5. Conversão cambial

i) Moeda funcional e de apresentação Os itens incluídos nas demonstrações financeiras

de cada uma das entidades do Grupo REN, estão mensurados na moeda do ambiente económico em que cada entidade opera (moeda funcional), o euro. As demonstrações financeiras consolidadas da REN e respectivas notas deste anexo são apresentadas em milhares de euros, salvo indicação explícita em contrário, a moeda de apresentação do Grupo.

ii) Transacções e saldos As transacções em moedas diferentes do euro são

convertidas na moeda funcional utilizando as taxas de câmbio à data das transacções. Os ganhos ou perdas cambiais resultantes do pagamentos/ recebimento das transacções bem como da conversão pela taxa de câmbio à data do balanço, dos activos e dos passivos monetários denominados em moeda estrangeira, são reconhecidos na demonstração dos resultados consolidados, na rubrica de custos de financiamento, se relacionadas com empréstimos ou em outros ganhos ou perdas operacionais, para todos os outros saldos/transacções.

iii) Cotações utilizadas As cotações de moeda estrangeira utilizadas para

conversão de saldos expressos em moeda estrangei-ra, foram como segue:

Transacções, saldos e ganhos não realizados em transacções com empresas do grupo são eliminados. Perdas não realizadas são também eliminadas, mas consideradas como um indicador de imparidade para o activo transferido.

A REN adopta a política de tratar transacções com interesses minoritários como transacções externas ao Grupo. Prejuízos atribuíveis a interesses minoritários que excedam a participação destes no capital da empresa subsidiária são integralmente reconhecidos pela REN, exceptuando-se o caso em que os minoritários tenham assumido obrigações adicionais sobre a subsidiária.

As políticas contabilísticas das filiais são alteradas, sempre que necessário, de forma a garantir, que as mesmas são aplicadas de forma consistente por todas as empresas do Grupo.

Joint venturesOs interesses do Grupo em entidades conjuntamente

controladas são contabilizados pelo método de equivalência patrimonial. A quota-parte do Grupo nos ganhos ou perdas da joint venture é reconhecida na demonstração dos resultados e a quota-parte nos movimentos de reservas da joint venture é reconhecida em reservas. Transacções e ganhos ainda não realizados entre o Grupo e as joint ventures são eliminados tendo em conta o interesse do Grupo na joint venture.

As políticas contabilísticas das joint ventures são alteradas, sempre que necessário, de forma a garantir, que as mesmas são aplicadas de forma consistente por todas as empresas do Grupo.

3.4. Relato por segmentos

Um segmento de negócio é um grupo de activos e operações envolvidos no fornecimento de produtos ou serviços sujeitos a riscos e benefícios que são diferentes de outros segmentos de negócio. Um segmento geográ-fico é um grupo de activos e operações comprometido no fornecimento de produtos ou serviços num ambiente económico particular que está sujeito a riscos e benefí-cios diferentes daqueles que influenciam segmentos que operam em outros ambientes económicos.

O Grupo REN apenas apresenta a informação por segmentos de negócio, uma vez que opera apenas em Portugal. As transacções efectuadas pela empresa do grupo, OMIClear, embora respeitando essencialmente

Cotações de Moeda Estrangeira

Moeda 2008 2007

USD 1,3917 1,4721

CHF 1,4850 1,6547

GBP 0,9525 0,7334

SEK 10,8700 9,4415

NOK 9,7500 7,9580

DKK 7,4506 7,4583

RON 4,0225 3,6077



Sempre que existam indícios de perda de valor dos ac-tivos fixos tangíveis, são efectuados testes de imparidade, de forma a estimar o valor recuperável do activo, e quan-do necessário registar uma perda por imparidade. O valor recuperável é determinado como o mais elevado entre o preço de venda líquido e o valor de uso do activo, sendo este último calculado com base no valor actual dos fluxos de caixa futuros estimados, decorrentes do uso continua-do e da alienação do activo no fim da sua vida útil.

As vidas úteis dos activos são revistas no final do ano para cada activo, para que as depreciações praticadas estejam em conformidade com os padrões de consumo dos activos. Alterações às vidas úteis são tratadas como uma alteração de estimativa contabilística e são aplicadas prospectivamente.

Os ganhos ou perdas na alienação dos activos são determinados pela diferença entre o valor de realização e o valor contabilístico do activo, sendo reconhecidos na demonstração dos resultados consolidados.

3.7. Propriedades de investimento

As propriedades de investimento são imóveis (terrenos ou edifícios) detidos com o objectivo de valorização do capital, obtenção de rendas, ou ambas. As propriedades de investimento foram valorizadas ao justo valor na data da transição para as IFRS, sendo valorizadas subsequen-temente de acordo com o modelo de custo depreciado, o qual é aplicado a todos os activos classificados como propriedades de investimento.

As propriedades de investimento que são activos da concessão, compreendem os terrenos dos centros electro-produtores térmicos e hídricos, explorados por produtores. Estes activos da concessão são bens que revertem para o concedente, no final da concessão pelo valor do seu custo depreciado. A depreciação anual destes activos é recupe-rada através das tarifas definidas pelo regulador (ERSE), de acordo com os seguintes períodos de amortização:

Anos Térmicos 30 Hidroeléctricos 60

Outros terrenos e edifícios classificados como propriedades de investimento, referem-se maioritariamente a: i) antigos locais de subestações/centrais desactivadas (terrenos), detidos para valorização, não sendo sujeitos a depreciação; e ii) a edifícios arrendados, que são

3.6. Activos fixos tangíveis

Os activos tangíveis encontram-se valorizados ao custo deduzido de depreciações e perdas por imparidade acumuladas. Este custo inclui o custo estimado à data de transição para IFRS, e os custos de aquisição para activos obtidos após essa data.

O custo de aquisição inclui o preço de compra do acti-vo, as despesas directamente imputáveis à sua aquisição e os encargos suportados com a preparação do activo para a sua entrada em funcionamento. Os custos financeiros incorridos com empréstimos obtidos para a construção de activos tangíveis são reconhecidos como custo da aquisi-ção/construção do activo.

Os custos subsequentes incorridos com renovações e grandes reparações, que façam aumentar a vida útil dos activos são reconhecidos no custo do activo.

Os encargos com reparações e manutenção de natureza corrente são reconhecidos como um gasto do período em que são incorridos.

Os activos fixos tangíveis afectos à concessão são depreciados de forma sistemática com base no método das quotas constantes, pelo período da vida útil estimada, a partir da data em que os mesmos estejam em condições operacionais de funcionamento ou conforme pretendido pela Administração.

Os activos fixos tangíveis não afectos à concessão são depreciados de forma sistemática com base no método das quotas constantes, pelo período da vida útil estimada. Os terrenos não são depreciados.

As vidas úteis estimadas para os activos fixos tangíveis mais significativos são conforme segue:

Anos

Edifícios e outras construções Entre 25 e 50 anos

Equipamento básico

Transporte de electricidade Entre 35 e 40 anos

Transporte de gás natural Entre 6 e 45 anos

Terminal Entre 5 e 25 anos

Armazenagem subterrânea Entre 10 e 50 anos

Outro equipamento básico Entre 5 e 10 anos

Equipamento de transporte Entre 4 e 6 anos

Ferramentas Entre 4 e 10 anos

Equipamento administrativo Entre 3 e 10 anos

Outras imobilizações corpóreas Entre 10 e 20 anos



maior entre o justo valor de um activo deduzido dos custos de venda e o seu valor de uso. Para a determinação da existência de imparidade, os activos são alocados ao nível mais baixo para o qual existem fluxos de caixa separados identificáveis (unidades geradoras de caixa).

Os Activos não financeiros, que não o goodwill, para os quais tenham sido reconhecidas perdas por imparidade são avaliados, a cada data de relato, sobre a possível reversão das perdas por imparidade.

Para os activos valorizados de acordo com o modelo do custo depreciado, as perdas por imparidade e as suas reversões, são reconhecidas na demonstração dos resultados consolidados.

A amortização e depreciação dos activos são recalculadas prospectivamente de acordo com o valor recuperável ajustado da imparidade reconhecida.

3.9. Activos financeiros

O Conselho de Administração determina a classificação dos activos financeiros, na data do reconhecimento inicial de acordo com o objectivo da sua compra, reavaliando esta classificação a cada data de relato.

Os activos financeiros podem ser classificados como:i) Activos financeiros ao justo valor por via de resulta-

dos - incluem os activos financeiros não derivados detidos para negociação respeitando a investimen-tos de curto prazo e activos ao justo valor por via de resultados à data do reconhecimento inicial;

ii) Empréstimos concedidos e contas a receber inclui os activos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis não cotados num mercado activo;

iii) Investimentos detidos até à maturidade incluem os activos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis e maturidades fixas, que a entidade tem intenção e capacidade de manter até à maturidade;

iv) Activos financeiros disponíveis para venda incluem os activos financeiros não derivados que são designados como disponíveis para venda no momento do seu reconhecimento inicial ou não se enquadram nas categorias acima referidas. São reconhecidos como activos não correntes excepto se houver intenção de alienar nos 12 meses seguintes à data do balanço.

depreciados por um período de vida útil entre 25 e 50 anos, dependendo da sua utilização (industrial ou administrativa, respectivamente).

Justo valorDe acordo com os normativos contabilísticos adopta-

dos, e no particular do critério de valorização de acordo com o modelo do custo depreciado, é requerida a divulga-ção do justo valor das propriedades de investimento nas demonstrações financeiras completas.

O justo valor dos terrenos dos centros electroprodutores térmicos e hídricos, é determinado com base nas projecções de cashflows descontados, baseadas em estimativas fiáveis dos cashflows futuros utilizando as taxas de desconto correntes que reflectem a avaliação da incerteza do valor e período dos cashflows, dado não existir um mercado activo para esta natureza de activos.

Para efeitos da determinação da taxa de desconto, a REN utiliza as taxas de juro relevantes das OT’s do Estado Português, em função do período médio do recebimento dos cashflows dos terrenos dos centros electroprodutores e ao risco do “sistema eléctrico nacional” de quem o valor é recebido.

O justo valor dos outros terrenos são determinados com base em avaliações efectuadas por avaliadores externos tendo em conta as condições da sua utilização ou o melhor uso, consoante se encontre arrendado ou não.

3.8. Imparidade de activos

Os activos com vida útil indefinida não estão sujeitos a amortização, mas são objecto de testes de imparidade anuais. Os activos com vida útil finita são revistos quanto à imparidade sempre que eventos ou alterações nas condições envolventes indiquem que o valor pelo qual se encontram registados nas demonstrações financeiras consolidadas possa não ser recuperável.

Assim, sempre que o justo valor seja inferior ao valor contabilístico dos activos, a empresa deve avaliar se esta situação de perda assume um carácter permanente e definitivo, e se sim deve registar a respectiva imparidade. Nos casos em que a perda não seja considerada permanente e definitiva, devem ser divulgadas as razões que fundamentam essa conclusão.

Uma perda por imparidade é reconhecida pelo montante do excesso da quantia contabilística do activo face ao seu valor recuperável, sendo o valor recuperável, o



está em situação de imparidade. Se existir evidência de perda de valor para activos financeiros disponíveis para venda, a perda acumulada calculada pela diferença entre o custo de aquisição e o justo valor corrente, menos qualquer perda de imparidade desse activo financeiro reconhecida previamente em resultados é retirada do capital próprio e reconhecida na demonstração dos resultados consolidados. As perdas de imparidade de instrumentos de capital reconhecidas em resultados não são reversíveis na demonstração dos resultados consolidados.

Os activos financeiros são desreconhecidos quando os direitos ao recebimento dos fluxos monetários originados por esses investimentos expiram ou são transferidos, assim como todos os riscos e benefícios associados à sua posse.

3.10. Instrumentos financeiros derivados

Os instrumentos financeiros derivados são registados inicialmente ao justo valor da data da transacção sendo valorizados subsequentemente ao justo valor. O método do reconhecimento dos ganhos e perdas de justo valor depende da designação que é feita dos instrumentos financeiros derivados. Quando se tratem de instrumentos financeiros derivados de negociação, os ganhos e perdas de justo valor são reconhecidos no resultado do exercício nas rubricas de custos ou proveitos financeiros. Quando designados como instrumentos financeiros derivados de cobertura, o reconhecimento dos ganhos e perdas de justo valor dependem da natureza do item que está a ser coberto, podendo tratar-se de uma cobertura de justo valor ou de uma cobertura de fluxos de caixa.

Numa operação de cobertura de justo valor de um activo ou passivo (fair value hedge), o valor de balanço desse activo ou passivo, determinado com base na respectiva política contabilística, é ajustado de forma a reflectir a variação do seu justo valor atribuível ao risco coberto. As variações do justo valor dos derivados de cobertura são reconhecidas em resultados, conjuntamente com as variações de justo valor dos activos ou dos passivos cobertos atribuíveis ao risco coberto.

Numa operação de cobertura da exposição à variabilidade de fluxos de caixa futuros de elevada probabilidade (cash flow hedge), a parte eficaz das variações de justo valor do derivado de cobertura são reconhecidas em reservas, sendo transferidas para resultados nos períodos em que o respectivo item coberto afecta

Compras e vendas de investimentos em activos financeiros são registadas na data da transacção, ou seja, na data em que a REN se compromete a comprar ou a vender o activo.

Activos financeiros ao justo valor por via de resultados são reconhecidos inicialmente pelo justo valor, sendo os custos da transacção reconhecidos em resultados. Estes activos são mensurados subsequentemente ao justo valor, sendo os ganhos e perdas resultantes da alteração do justo valor, reconhecidos nos resultados do período em que ocorrem na rubrica de custos financeiros líquidos, onde se incluem também os montantes de rendimentos de juros e dividendos obtidos.

Activos disponíveis para venda são reconhecidos inicialmente ao justo valor acrescido dos custos de transacção. Nos períodos subsequentes, são mensurados ao justo valor sendo a variação do justo valor reconhecida na reserva de justo valor no capital. Os dividendos e juros obtidos dos activos financeiros disponíveis para venda são reconhecidos em resultados do período em que ocorrem, na rubrica de outros ganhos operacionais, quando o direito ao recebimento é estabelecido.

O justo valor de activos financeiros cotados é baseado em preços de mercado (“bid”). Se não existir um mercado activo, a REN estabelece o justo valor através de técnicas de avaliação. Estas técnicas incluem a utilização de preços praticados em transacções recentes, desde que a condições de mercado, a comparação com instrumentos substancialmente semelhantes, e o cálculo de cashflows descontados quando existe informação disponível, fazendo o máximo uso de informação de mercado em detrimento da informação interna da entidade visada.

Empréstimos concedidos e contas a receber são clas-sificados no balanço como “Clientes e outras contas a receber” (Nota 3.12), e são reconhecidos ao custo amor-tizado usando a taxa efectiva de juro, deduzidos de qual-quer perda de imparidade. O ajustamento pela imparidade de contas a receber é efectuado quando existe evidência objectiva de que o Grupo não terá a capacidade de rece-ber os montantes em dívida de acordo com as condições iniciais das transacções que lhe deram origem.

A REN avalia a cada data de relato, se existe evidência objectiva de que os activos financeiros, sofreram perda de valor. No caso de participações de capital classificadas como disponíveis para venda, um decréscimo significativo ou prolongado do justo valor abaixo do seu custo é considerado como um indicador de que o activo financeiro



iv) Definição da fórmula de cálculo e, consequentemente, o cálculo e gestão das garantias a prestar pelos participantes para o registo das operações, e a execução das funções de membro de compensação;

v) Controlo do risco assumido pelos detentores de posições registadas.

Através de novação, a OMIclear assume a posição de Contraparte Central em todas as operações que foram registadas, garantindo o cumprimento das obrigações de ambas as partes. Verificando-se o registo da operação, a OMIclear administra as posições daí resultantes através da sua neutralidade, funcionando como o comprador para o vendedor e vice-versa.

Os derivados são determinados pelo seu justo valor à data da transacção, que é zero. Alterações no justo valor dos derivados após a data da operação são ajustadas diariamente através de depósitos, tornando o seu justo valor novamente nulo. Os depósitos de garantia recebidos são apresentados no Balanço como um activo assim como as dívidas ao participante, como um passivo. Garantias bancárias e depósitos não colaterais não são apresentados no Balanço, de acordo com o IAS 39 Instrumentos Financeiros.

3.14. Depósitos restritos

A OMIClear recebe depósitos monetários dos participantes para garantir o cumprimento dos contratos de futuros, os quais são depositados numa conta bancária separada em nome da empresa. No entanto, o uso destes depósitos é restrito, podendo ser utilizados apenas quando um participante num contrato de futuros não cumpre com o contrato, sendo a OMIClear obrigada a assumir a sua posição perante a outra contraparte. Depósitos restritos são contabilizados como activos assim como a correspondente responsabilidade para com o participante. Estes depósitos são reembolsados quando o participante terminar as negociações de contratos de futuros com o MIBEL.

3.15. Caixa e equivalentes de caixa

O caixa e equivalentes de caixa incluem caixa, depó-sitos bancários, outros investimentos de curto prazo, de liquidez elevada e com maturidades iniciais até 3 meses,

resultados. A parte ineficaz da cobertura é registada em resultados no momento em que ocorre.

3.11. Existências

As existências são valorizadas ao menor do custo de aquisição ou do valor líquido de realização. As existências referem-se a materiais utilizados nas actividades internas de manutenção e conservação. As existências são reconhecidas inicialmente ao custo de aquisição, o qual inclui todas as despesas suportadas com a compra. O custo é determinado utilizando o método do custo médio ponderado.

O gás existente nos gasodutos e o gás armazenado no Terminal GNL e cavernas subterrâneas são propriedade dos utilizadores das infra-estruturas. O Grupo REN não compra, vende ou detém stock de gás.

3.12. Clientes e outras contas a receber

As rubricas de Clientes e outras contas a receber são reconhecidas inicialmente ao justo valor, sendo subsequentemente mensuradas ao custo amortizado, deduzido de ajustamentos por imparidade (se aplicável). As perdas por imparidade dos clientes e contas a receber são registadas, sempre que exista evidência objectiva de que os mesmos não são recuperáveis conforme os termos iniciais da transacção. As perdas por imparidade identificadas são registadas na demonstração dos resultados, em “Ajustamento de contas a receber”, sendo subsequentemente revertidas por resultados, caso os indicadores de imparidade diminuam ou desapareçam.

3.13. Novação de transacções

A empresa do grupo, OMIClear funciona como a câmara de compensação do Mercado de Derivados de Electricidade do MIBEL. A OMIClear executa uma série de funções necessárias para que as transacções regulares no mercado sejam devidamente compensadas e liquidadas, nomeadamente:

i) Admissão de participantes no registo, compensa-ção e liquidação das operações;

ii) Suporte no registo de operações e respectiva compensação e liquidação;

iii) Tomada da posição de Contraparte Central nas operações registadas;



custo amortizado sendo a diferença entre o valor nominal e o justo valor inicial reconhecida na demonstração dos resultados consolidados ao longo do período do empréstimo, utilizando o método da taxa de juro efectiva.

Os empréstimos obtidos são classificados no passivo corrente, excepto se a REN possuir um direito incondicional de diferir o pagamento do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço, sendo neste caso classificados no passivo não corrente.

3.19. Imposto sobre o rendimento

O imposto sobre rendimento do período compreende os impostos correntes e os impostos diferidos. Os impos-tos sobre o rendimento são registados na demonstração dos resultados consolidada, excepto quando estão rela-cionados com itens que sejam reconhecidos directamen-te nos capitais próprios. O valor de imposto corrente a pagar, é determinado com base no resultado antes de impostos, ajustado de acordo com as regras fiscais.

Os impostos diferidos são reconhecidos usando o método do passivo com base no balanço, considerando as diferenças temporárias resultantes da diferença entre a base fiscal de activos e passivos e os seus valores nas demonstrações financeiras consolidadas.

Os impostos diferidos são calculados com base na taxa de imposto em vigor ou já oficialmente comunicada, à data do balanço e que se estima que seja aplicável na data da realização dos impostos diferidos activos ou na data do pagamento dos impostos diferidos passivos.

Os impostos diferidos activos são reconhecidos na medida em que seja provável que existam lucros tributáveis futuros disponíveis para utilização da diferença temporária. Os impostos diferidos passivos são reconhecidos sobre todas as diferenças temporárias tributáveis, excepto as relacionadas com: i) o reconhecimento inicial do goodwill; ou ii) o reconhecimento inicial de activos e passivos, que não resultem de uma concentração de actividades, e que à data da transacção não afectem o resultado contabilístico ou fiscal. Contudo, no que se refere às diferenças temporárias tributáveis relacionadas com investimentos em filiais, estas não devem ser reconhecidas na medida em que: i) a empresa mãe tem capacidade para controlar o período da reversão da diferença temporária; e ii) é provável que a diferença temporária não reverta num futuro próximo.

e descobertos bancários. Os descobertos bancários são apresentados no Balanço, no passivo corrente, na rubrica “Empréstimos obtidos correntes”, e são considerados na elaboração da demonstração consolidada dos fluxos de caixa, como caixa e equivalentes de caixa.

3.16. Capital social

As acções ordinárias são classificadas no capital próprio. Os custos directamente atribuíveis à emissão de novas acções ou opções são apresentados no capi-tal próprio como uma dedução, líquida de impostos, ao montante emitido.

As acções próprias adquiridas através de contrato ou directamente no mercado são reconhecidas no capital próprio, em rubrica própria. De acordo com o código das sociedades a REN SGPS tem de garantir a cada momento a existência de reservas no Capital Próprio para cobertura do valor das acções próprias, limitando o valor das reservas a disponíveis para distribuição.

As acções próprias são registadas ao custo de aquisi-ção, se a compra for efectuada à vista, ou ao justo valor estimado se a compra for diferida.

3.17. Passivos financeiros

A IAS 39 prevê a classificação dos passivos financei-ros em duas categorias:

i) Passivos financeiros ao justo valor por via de resultados;

ii) Outros passivos financeiros

Os outros passivos financeiros incluem Empréstimos obtidos (Nota 3.18) e Fornecedores e outras contas a pagar. Os fornecedores e outras contas a pagar são reconhecidas inicialmente ao justo valor e subsequentemente são mensurados ao custo amortizado de acordo com a taxa de juro efectiva.

Os passivos financeiros são desreconhecidos quando as obrigações subjacentes se extinguem pelo pagamento, são canceladas ou expiram.

3.18. Empréstimos obtidos

Os empréstimos obtidos são inicialmente reconhecidos ao justo valor, líquido de custos de transacção incorridos. Os empréstimos são subsequentemente apresentados ao



nos capitais próprios, conforme Demonstração dos ren-dimentos e gastos no exercício.

iii) Contratos de Seguros de Vida da REN Gasodutos e REN AtlânticoEstas empresas garantem aos seus funcionários um

contrato de seguro de vida. Os custos são assumidos durante o período em que os mesmos se encontram no activo. Estas responsabilidades estão cobertas por provisão específica.

3.21. Provisões

As provisões são reconhecidas quando a REN tem: i) uma obrigação presente legal ou construtiva resultante de eventos passados; ii) para a qual é mais provável do que não que seja necessário um dispêndio de recursos internos no pagamento dessa obrigação; e iii) o montante possa ser estimado com razoabilidade. Sempre que um dos critérios não seja cumprido ou a existência da obrigação esteja condicionada à ocorrência (ou não ocorrência) de determinado evento futuro, a REN divulga tal facto como um passivo contingente, salvo se a avaliação da exigibilidade da saída de recursos para pagamento do mesmo seja considerada remota.

As provisões são mensuradas ao valor presente dos dispêndios estimados para liquidar a obrigação utilizando uma taxa antes de impostos, que reflecte a avaliação de mercado para o período do desconto e para o risco da provisão em causa.

3.22. Subsídios do Estado e outros

Estes subsídios referem-se a subsídios recebidos pelo investimento em activos reconhecidos como activos fixos tangíveis, e são reconhecidos como um rendimento diferi-do na rubrica de “Fornecedores e outras contas a pagar”.

Os subsídios recebidos do Estado português e da União Europeia são reconhecidos pelo seu justo valor quando existe uma certeza razoável de que o subsídio será recebido.

Os activos de exploração entregues à REN por novos produtores ligados à RNT ou outras entidades, são também registados como subsídios recebidos.

Os subsídios são subsequentemente creditados na demonstração dos resultados consolidados numa base pro-rata da depreciação dos activos a que estão associados.

3.20. Benefícios aos empregados

A REN concede complementos de pensões de reforma e sobrevivência (doravante designado de plano de pensões), assegura aos seus reformados e pensionistas um plano de assistência médica e atribui outros benefícios como prémio de antiguidade, prémio de reforma e subsídio de morte.

i) Plano de Pensões da REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.Os complementos de reforma e sobrevivência

atribuídos aos empregados, constituem um plano de benefícios definidos, com fundo autónomo constituído para o qual são transferidas a totalidade das responsabilidades e entregues as dotações necessárias para cobrir os respectivos encargos que se vão vencendo em cada um dos períodos.

As responsabilidades com o pagamento das referidas prestações, são estimadas anualmente por actuários independentes, sendo utilizado o método do crédito da unidade projectada. O valor presente da obrigação do benefício definido é determinado pelo desconto dos pagamentos futuros dos benefícios, utilizando a taxa de juro de obrigações de rating elevado denominadas na mesma moeda em que os benefícios serão pagos e com uma maturidade que se aproxima das da responsabilidade assumida.

O passivo reconhecido no balanço relativamente a responsabilidades com benefícios de reforma, corresponde ao valor presente da obrigação do benefício determinado à data de balanço, deduzido do justo valor dos activos do plano, juntamente com ajustamentos relativos a custos de serviços passados.

ii) Plano de Assistência Médica e outros benefícios da REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.As responsabilidades assumidas referentes aos

Cuidados Médicos não se encontram fundeadas, estando cobertas por provisão específica.

A mensuração e reconhecimento das responsabilida-des com o plano de Assistência Médica são idênticos ao referido para o benefício de complementos de reforma apresentado acima, excepto no que se refere aos activos do plano.

A REN reconhece todos os ganhos e perdas actua-riais apurados de todos os planos em vigor directamente



Subsídios à exploração são reconhecidos na demonstração dos resultados consolidados no mesmo período em que os gastos associados são incorridos.

3.23. Custos e proveitos

Os custos e proveitos são registados no período a que se referem, independentemente do seu pagamento ou recebimento, de acordo com o princípio contabilístico da especialização dos exercícios. As diferenças entre os montantes recebidos e pagos e os correspondentes réditos e gastos são reconhecidas como activos ou passivos, se qualificarem como tal.

3.24. Diferenças tarifárias

Nas actividades reguladas, o regulador estabelece critérios de alocação de ganhos ou perdas em anos futuros, através de ajustamento tarifário aplicável a anos futuros. De acordo com a estrutura das IFRS os desvios tarifários são activos ou passivos regulatórios, dependentes de eventos futuros que não são passíveis de reconhecimento. Os referidos valores são registados como proveitos ou custos nos anos em que são incorporados nas tarifas efectivamente facturadas aos clientes.

3.25. Rédito

Segmento da electricidadeO reconhecimento do rédito para as actividades

concessionadas é efectuado com base na informação da electricidade transmitida para os distribuidores e dos serviços implicitamente prestados, considerando as tarifas definidas anualmente pelo regulador, para as actividades de transporte de electricidade e gestão global do sistema.

Relativamente à actividade de intermediação na compra e venda de electricidade (agente) a REN reconhece como rédito a remuneração obtida sobre o valor líquido contabilístico dos activos afectos a esta actividade.

Relativamente à actividade de Agente Comercial, exer-cida pela empresa do grupo, a REN Trading, entidade res-ponsável pela gestão da energia eléctrica produzida pelos dois CAE não cessados (Tejo Energia e Turbogás), esta é remunerada através de um mecanismo de incentivo.

Para incentivar a actividade de trading do Agente Comercial, a ERSE, no início de 2008, fixou o mecanismo de optimização da gestão dos CAE, o mecanismo de

optimização da gestão das licenças de emissão de CO2, assim como os valores dos parâmetros a vigorarem para o ano de 2008. Os réditos obtidos com a aplicação destes mecanismos, constituem a principal parcela dos resultados da actividade do Agente Comercial.

Os réditos obtidos destas actividades são regulados pela ERSE, a entidade reguladora para a electricidade. De acordo com o regulamento tarifário as tarifas a serem aplicadas aos clientes finais (domésticos, industriais e outros) são fixados anualmente para cada componente do sistema, tais como: produção; transporte e distribuição. Os resultados da REN, S.A. referem-se maioritariamente ao transporte de electricidade e a gestão global do sistema eléctrico.

A tarifa para o transporte de electricidade tem a finalidade de recuperar:

i) a depreciação dos activos da concessão classificados como equipamento de transporte da electricidade;

ii) um retorno no valor médio contabilístico dos activos associados à actividade, de acordo com as taxas definidas anualmente pelo regulador; e

iii) custos operacionais (associados à actividade, remunerações, e outros), deduzidos dos resultados obtidos com o transporte de electricidade imputados a terceiros.

A tarifa para a gestão global do sistema tem a finali-dade de recuperar:

i) a depreciação dos activos da concessão associados à gestão global do sistema;

ii) a depreciação dos activos da concessão relativos aos sítios dos centros electroprodutores;

iii) a remuneração do valor líquido contabilístico médio dos sítios (terrenos) dos centros electroprodutores;

iv) a remuneração do valor líquido contabilístico médio dos activos associados à actividade, de acordo com as taxas definidas anualmente pelo regulador;

v) custos operacionais (associados à actividade, remunerações, e outros); e

vi) custos operacionais da entidade reguladora.

Segmento do gásOs réditos das actividades resultantes da concessão

do gás são determinados com base: i) na informação sobre o descarregamento e regaseificação de unidades de



Os activos tangíveis adquiridos através de locações financeiras são depreciados pelo menor entre o período de vida útil do activo e o período da locação quando o Grupo não tem opção de compra no final do contrato, ou pelo período de vida útil estimado quando o Grupo tem a intenção de adquirir os activos no final do contrato.

Nas locações consideradas operacionais, as rendas devidas são reconhecidas como custo na demonstração dos resultados numa base linear, durante o período da locação.

4. Políticas de gestão do risco financeiro

4.1. Factores do risco financeiro

As actividades da REN estão expostas a uma varieda-de de factores de risco financeiro: risco de crédito, risco de liquidez e risco de fluxos de caixa associado à taxa de juro, entre outros.

A REN desenvolveu e implementou um programa de gestão do risco que, conjuntamente com a monitorização permanente dos mercados financeiros, procura minimizar os potenciais efeitos adversos na performance financeira do Grupo REN.

A gestão do risco é conduzida pelo departamento financeiro com base em políticas aprovadas pela Administração. O departamento financeiro identifica, avalia e realiza operações com vista à minimização dos riscos financeiros em estrita cooperação com as unidades operacionais da REN.

A Administração define os princípios para a gestão do risco como um todo e políticas que cobrem áreas específicas, como o risco cambial, o risco de taxa de juro, risco de crédito, o uso de derivados e outros instrumentos financeiros não derivados, bem como o investimento do excesso de liquidez.

i. Risco de taxa de câmbioA REN não tem operações significativas em moeda

estrangeira.

ii. Risco de créditoO risco de crédito da REN é reduzido, uma vez que

parte significativa da prestação de serviços é reconhecida pela facturação emitida aos distribuidores de electricidade e gás natural. O número reduzido de clientes da REN

gás no Terminal GNL; ii) nas unidades de gás injectado, armazenado e extraído das câmaras subterrâneas; e iii) na capacidade usada e unidades de gás transportadas pela rede de alta pressão. O rédito é calculado de acordo com as tarifas determinadas pelo regulador a partir de 1 de Julho de 2007. Até 30 de Junho de 2007, o rédito foi determinado de acordo com os acordos de transição assinados com a Transgás, o principal utilizador da capacidade dos activos do gás detidos pelo Grupo REN.

Segmento das telecomunicaçõesOs réditos de telecomunicações resultam dos serviços

prestados pela empresa do grupo Rentelecom, com o arrendamento da fibra óptica, beneficiando da capacidade excedentária dos equipamentos instalados. Nesta área são ainda prestados serviços de gestão de redes privativas de voz. O rédito é reconhecido no período em que o serviço é prestado, com referência à percentagem de conclusão da cada transacção específica, avaliada tendo em conta os serviços já prestados e o total dos serviços a prestar.

Rédito da gestão do Mercado de DerivadosA gestão do Mercado de Derivados de electricidade, no

âmbito do MIBEL, origina o pagamento de uma comissão por cada operação negociada, aquando do registo da mesma.

3.26. Locações

Locações de activos fixos tangíveis, relativamente às quais a REN detém substancialmente todos os riscos e benefícios inerentes à propriedade do activo são classificados como locações financeiras. São igualmente classificadas como locações financeiras os acordos em que a análise de uma ou mais situações particulares do contrato aponte para tal natureza. Todas as outras locações são classificadas como locações operacionais.

As locações financeiras são capitalizadas no início da locação pelo menor entre o justo valor do activo locado e o valor presente dos pagamentos mínimos da locação, cada um determinado à data de início do contrato. A dívida resultante de um contrato de locação financeira é registada líquida de encargos financeiros, na rubrica de Empréstimos. Os encargos financeiros incluídos na renda e a depreciação dos activos locados, são reconhecidos na Demonstração dos resultados consolidados, no período a que dizem respeito.



resulta das características do mercado português de electricidade e gás, pelo que o risco de crédito do Grupo não aumenta com esta situação.

No que se refere às aplicações financeiras do grupo, classificadas como “Caixa e equivalentes de caixa”, estas estão contratadas junto de instituições financeiras com um rating entre A e A+.

iii. Risco de liquidez A gestão do risco de liquidez da REN é efectuada

através de uma gestão flexível do papel comercial, e da negociação de linhas de crédito disponíveis a todo o momento.

A tabela seguinte analisa os passivos financeiros da REN e os derivados financeiros, pelo líquido por grupos de maturidade relevantes, tendo por base o período remanes-cente até à maturidade contratual à data de balanço. Os montantes que constam da tabela são cash-flows contra-tuais não descontados:

"Menos de 1 ano"

"Entre 1 a 5 anos"

"Mais de 5 anos"

31 de Dezembro de 2007

Empréstimos obtidos:

- locações financeiras 998 1.309 -

- empréstimos 39.907 280.744 227.696

- papel comercial 1.306.000 300.000 -

- descobertos bancários 23.704 - -

Fornecedores e contas a pagar 259.472 900 -

"Menos de 1 ano"

"Entre 1 a 5 anos"

"Mais de 5 anos"



- leasings financeiros 1.100 2.818 -

- empréstimos 49.903 165.389 430.323

- papel comercial 449.000 200.000 -

- empréstimos obrigacionistas 0 500.000 -

- descobertos bancários 41.023 - -

Fornecedores e contas a pagar 271.139 - -

Instrumentos financeiros derivados 876

- -


Menos de 1 ano

Entre 1 a 5 anos

Mais de 5 anos

Total


Leasings financeiros 1.223 2.563 0 3.786

Empréstimos bancários 68.203 252.811 525.692 846.706

Papel comercial 454.502 200.000 0 654.502

Empréstimos obrigacionistas 31.875 627.500 0 659.375

Descobertos bancários 41.643 41.643

597.446 1.082.874 525.692 2.206.012

Instrumentos financeiros derivados 1.571 -368 - 1.203

A estimativa de juros a pagar relativa aos empréstimos e swap são referidos no quadro seguinte:

iv. Risco de taxa de juro O risco associado à flutuação da taxa de juro tem

dois impactos nas contas do Grupo: na remuneração dos activos da empresa, conforme o regulamento tarifário; e no serviço da dívida contratada.

Uma vez que parte significativa dos activos da REN tem um rendimento garantido através das tarifas, reflectindo tendencialmente a taxa de juro do mercado, os seus fluxos de caixa operacionais são substancialmente afectados pelas alterações da taxa de juro de mercado. Acréscimos desta taxa determinam aumentos substanciais dos fluxos de caixa e vice-versa.

A REN apresenta exposição ao risco de taxa de juro, principalmente por via dos empréstimos do Grupo. Os empréstimos emitidos com taxa variável expõem a REN ao risco associado aos fluxos de caixa, decorrentes de alterações na taxa de juro. Os empréstimos emitidos com taxa fixa expõem a REN ao risco de justo valor, decorrente de alterações na taxa de juro.

A REN efectua a análise da sua exposição ao risco de taxa de juro numa base dinâmica. Durante o exercício de 2008, a REN efectuou uma emissão de dívida de taxa fixa no montante de 500 milhões de euros, mas contratou na mesma data swaps de taxa de juro com características idênticas às da dívida, para fazer a cobertura económica do risco de justo valor.



2008 2007

Empréstimos totais (nota 21) 1.836.667 2.057.074

Menos: Caixa e equivalentes de caixa (nota 18) (101.431) (125.920)

Dívida líquida 1.735.246 1.931.154

Capitais próprios 1.011.676 1.006.329

Capital Total 2.746.922 2.937.483

Gearing 63% 66%

Análise de sensibilidade dos custos de financia-mento a variações na taxa de juro

Foi efectuada uma análise de sensibilidade com base na dívida total do Grupo REN subtraída das aplicações de fundos e das disponibilidades, com referência a 31 de Dezembro dos anos de 2007 e 2008.

2007Tendo por referência a dívida líquida do Grupo em 31

de Dezembro de 2007, um acréscimo de 1,5% nas taxas de juro resultaria num incremento dos custos financeiros líquidos anuais de 29 018 milhares de euros.

2008Tendo por referência a dívida líquida do Grupo em 31

de Dezembro de 2008, um acréscimo de 1,5% nas taxas de juro resultaria num incremento dos custos financeiros líquidos anuais de 18 542 milhares de euros.

v. Riscos da actividade reguladaOs ganhos registados em cada exercício pela REN

resultam directamente dos pressupostos considerados pelo regulador, a ERSE, na definição das tarifas.

vi. Câmara de compensação Sendo a OMIclear a entidade responsável pela

gestão da plataforma de compensação do mercado de derivados Ibérico, assume um papel de contraparte central nos contratos de derivados negociados (principalmente contratos de futuros), assumindo-se como parte compradora numa posição de venda e como parte vendedora numa posição de compra.

A OMIclear virtualmente elimina ou reduz uma sé-rie de riscos, nomeadamente:

i) Crédito - de uma das partes, honrando os seus compromissos contratuais em relação à outra parte;

ii) Liquidação financeira - assegurando, multilate-ralmente, os débitos e créditos da operação;

iii) Operacional - mantendo o controlo e supervisão dos procedimentos e mecanismos do mercado;

iv) Sistémico - tem em conta a introdução do netting multilateral.

4.2. Gestão do risco de capital

O objectivo do Grupo REN em relação à gestão de capital, que é um conceito mais amplo do que o capital relevado na face balanço, é manter uma estrutura de capital óptima, através da utilização prudente de dívida e mantendo um rating de crédito sólido que lhe permita reduzir o custo de capital.

A contratação de dívida é analisada periodicamente através da ponderação de factores como: i) as necessidades de CAPEX em activos regulados; ii) a taxa de remuneração dos activos regulados prevista no regulamento tarifário em vigor; e a política de dividendos definida.

A REN monitoriza ainda o seu capital total com base no rácio de gearing, o qual é determinado como sendo a dívida líquida a dividir pelo capital. A dívida líquida é calculada como o montante total de empréstimos (incluindo os saldos correntes e não-correntes conforme divulgado no balanço) deduzido dos montantes de caixa e equivalentes de caixa. O capital total é calculado através da soma dos capitais próprios (como divulgado no balanço) acrescido da dívida líquida.

Em 2008, a estratégia da REN foi manter um gearing entre 60% e 70%. Os rácios de gearing em 31 de Dezembro de 2008 e 2007 eram os seguintes:

4.3. Contabilização de instrumentos finan-ceiros derivados

Como parte da sua actividade de agente na gestão dos CAEs da Turbogás e TejoEnergia, a empresa do grupo, a REN Trading negoceia contratos futuros da aquisição de energia, no mercado espanhol ou francês e contratos forward de licenças de CO2. Estes contratos não qualificam como instrumentos financeiros derivados



Estimativas contabilísticas relevantes

5.1. Provisões

A REN analisa de forma periódica eventuais obrigações que resultem de eventos passados e que devam ser objecto de reconhecimento ou divulgação.

A subjectividade inerente à determinação da probabi-lidade e montante de recursos internos necessários para o pagamento das obrigações poderá conduzir a ajusta-mentos significativos, quer por variação dos pressupostos utilizados, quer pelo futuro reconhecimento de provisões anteriormente divulgadas como passivos contingentes.

5.2. Pressupostos actuariais

A determinação das responsabilidades com pensões de reforma e assistência médica requer a utilização de pressu-postos e estimativas, de natureza demográfica e financeira, que podem condicionar significativamente os montantes de responsabilidades apurados em cada data de relato. As variáveis mais sensíveis referem-se à taxa de actualização das responsabilidades, a taxa de rendimento estimada para os activos e as tabelas de mortalidade.

5.3. Activos tangíveis e intangíveis

A determinação das vidas úteis dos activos, bem como o método de depreciação a aplicar é essencial para determi-nar o montante das depreciações a reconhecer na demons-tração dos resultados consolidados de cada exercício.

Estes dois parâmetros são definidos de acordo com o melhor julgamento da Administração para os activos e negócios em questão, considerando também as práticas adoptadas por empresas do sector ao nível internacional.

5.4. Propriedades de investimento

O cálculo do justo valor das propriedades de investi-mento à data da transição foi efectuado de acordo com a natureza de cada activo. Os aspectos considerados na determinação do justo valor foram as seguintes:

i) os cashflows descontados relativamente aos terrenos das centrais hidroeléctricas; e

ii) avaliações independentes efectuadas por avaliadores certificados relativamente aos terrenos das centrais térmicas e os outros terrenos e edifícios.

a registar nas demonstrações financeiras do Grupo, uma vez que se equiparam a derivados negociados para “uso próprio” no âmbito das responsabilidades assumidas com a gestão dos CAEs.

O OMIP, entidade gestora do Mercado de derivados do MIBEL e, mais especificamente, a OMIclear, detida em 90% pelo OMIP, monitoriza as suas actividades, como contraparte central nas negociações de derivados da electricidade (principalmente contratos de futuros), tornando-se comprador em relação a uma posição vendedora (e vice-versa) através de novação, equilibrando todas as posições.

Durante 2008, o Grupo procedeu à cobertura económica da sua exposição ao risco do justo valor da sua emissão obrigacionista no valor total de 500 milhões de euros, através de swaps de taxa de juro com as mesmas características da divida emitida (nocional de 500 milhões de euros). Embora não esteja contabilizada como cobertura contabilística, o objectivo desta cobertura económica é transformar a emissão de taxa fixa em taxa variável, de forma a que a variação de justo valor dos swaps de taxa de juro compense a variação de justo valor da dívida emitida decorrente de alterações no risco de taxa de juro.

O justo valor dos swaps de taxa de juro a 31 de Dezembro de 2008, era de 876 mil euros, montante reconhecido em resultados como um ganho em 2008.

5. Principais estimativas e julgamentos apresentados

As estimativas e julgamentos com impacto nas demonstrações financeiras consolidadas da REN são continuamente avaliados, representando à data de cada relato a melhor estimativa da Administração, tendo em conta o desempenho histórico, a experiência acumulada e as expectativas sobre eventos futuros que, nas circunstâncias em causa, se acreditam serem razoáveis.

A natureza intrínseca das estimativas pode levar a que o reflexo real das situações que haviam sido alvo de estimativa possam, para efeitos de relato financeiro, vir a diferir dos montantes estimados. As estimativas e os julgamentos que apresentam um risco significativo de originar um ajustamento material no valor contabilístico de activos e passivos no decurso do exercício seguinte são as que seguem:



Os pressupostos considerados em cada avaliação correspondem à melhor estimativa da Administração para os referidos activos.

5.5. Imparidade

A determinação de uma eventual perda por imparidade pode ser despoletada pela ocorrência de diversos eventos, muitos dos quais fora da esfera de influência da REN, tais como: a disponibilidade futura de financiamento; o custo de capital; ou a manutenção da actual estrutura regulatória do mercado, bem como por quaisquer outras alterações, quer internas quer externas, ao Grupo REN.

A identificação dos indicadores de imparidade, a estimativa de fluxos de caixa futuros e a determinação do justo valor de activos implicam um elevado grau de julgamento por parte da Administração no que respeita à identificação e avaliação dos diferentes indicadores de imparidade, fluxos de caixa esperados, taxas de desconto aplicáveis, vidas úteis e valores residuais.

No que se refere às actividades específicas da REN, existem outros factores a considerar no teste da impari-dade uma vez que os compromissos de aumentar a rede de infra-estruturas, as alterações de tarifa expectáveis ou a actual estratégia dos participantes no capital da REN que conjuntamente com outros factores, poderão levar a alterações no padrão ou montante dos fluxos de caixa futuros.

Julgamentos contabilísticos relevantes

5.6. Contrato de concessão

Tal como referido na política do serviço de concessão (Nota 3.2), a IFRIC 12 aplica-se às concessões atribuídas ao Grupo REN. Esta interpretação ainda não foi adopta-da pela União Europeia, e apesar de se tratar apenas de uma interpretação e não de uma nova norma, o Grupo REN decidiu não efectuar qualquer alteração ao trata-mento contabilístico dado actualmente aos contratos de concessão.



6. Informação por segmentos

6.1. Formato de relato principal - Segmentos de Negócio

O Grupo está organizado em dois principais segmen-tos de negócios, a Electricidade e o Gás, e dois segmentos secundários. O segmento da Electricidade inclui as activi-dades de transporte de electricidade em muita alta tensão, e a gestão global do sistema eléctrico de abastecimento público e a gestão dos contratos de aquisição de energia (CAE) não cessados em 30 de Junho de 2007. O segmen-to do gás inclui o transporte de gás em muito alta pressão e a gestão global do sistema nacional de abastecimento de gás natural, assim como a operação de regaseificação

As transacções inter-segmentos são efectuadas a condições e termos de mercado, equiparáveis às transacções efectuadas com entidades terceiras.

Os activos e passivos por segmento, bem como os investimentos em imobilizado para o exercício de 2007, são como segue:

Electricidade Gás Telecom.Operador Mercado

de Electricidade Grupo

Total de vendas e prestações de serviços 412.577 139.306 4.121 4.009 560.013

"Vendas e prestação de serviços inter-segmentos" (913) (865) (1.008) (2.535) (5.321)

Vendas e prestação de serviços 411.664 138.441 3.113 1.474 554.692

Resultado operacional por segmento 166.056 55.488 2.696 (1.711) 256.061

Custo financeiro (56.454) (23.263) - (8) (82.813)

Proveitos financeiros 706 4.463 1 145 5.317

Ganhos em joint ventures - 8.896 - - 8.896

Resultados antes do imposto 187.461

Imposto do exercício (42.253)

Resultado líquido do exercício 145.208

Outros custos:

Depreciações 78.913 44.403 11 581 123.919

Provisões 25.300 - - (14.878)

Electricidade Gás Telecom. Operador Mercado de Electricidade Não alocados Grupo

Activos 2.619.225 1.209.689 3.376 47.613 80.606 3.960.509

Interesses em joint ventures - 9.025 - - - 9.025

Total activos 2.619.225 1.218.714 3.376 47.613 80.606 3.969.534

Passivos 2.142.981 621.922 403 40.657 157.242 2.963.205

Investimento em activos fixos tangíveis 243.387 6.073 33 139 218 249.850

Os resultados por segmento para o exercício de 2007, são como se segue:

no terminal GNL, e o armazenamento subterrâneo de gás natural.

Embora as actividades do terminal GNL e do armazenamento subterrâneo possam ser vistas como distintas da actividade decorrente do transporte de gás e da gestão global do sistema nacional de gás natural, uma vez que estas actividades prestam serviços a um único utilizador, o qual é também o principal utilizador da rede de transporte de gás em alta pressão, considerou-se que as mesmas estão sujeitas aos mesmos riscos e benefícios.

Os outros segmentos (telecomunicações e gestão do mercado de derivados de electricidade) são também apresentados separadamente embora não qualifiquem para divulgação.


Os resultados por segmento para o exercício de 2008 são como se segue:

Os activos e passivos por segmento, bem como os investimentos em imobilizado para o exercício de 2008, são como segue:

Electricidade Gás Telecom. Operador Mercado de Electricidade Não alocado Grupo

Activos 2.425.912 1.222.316 5.918 56.615 102.530 3.813.291

Investimentos em joint ventures 9.716 9.716

Total activos 2.425.912 1.232.032 5.918 56.615 102.530 3.823.007

Passivos 669.001 346.941 493 44.951 1.749.944 2.811.331

"Investimento em activos fixos tangíveis" 268.135 45.033 96 202 313.465

Os activos por segmento consistem essencialmente nos activos da concessão classificados na rubrica de activos fixos tangíveis e propriedades de investimento, bem como os clientes e contas a receber. Excluem-se os activos finan-ceiros disponíveis para venda, apresentados como activo “não alocado”. Os passivos por segmento compreendem os passivos operacionais, excepto os empréstimos não obtidos para financiamento da actividade de exploração, apresen-tados como passivo “não alocado”.

Electricidade Gás Telecom. Operador Mercado de Electricidade Não alocado Grupo

Total de vendas e prestações de ser-viços 453.172 142.841 4.168 4.053 15.646 619.879

Vendas e prestação de serviços inter - segmentos (106.976) (882) (392) (1.551) (15.646) (125.448)

Vendas e Prestação de Serviços 346.196 141.958 3.775 2.502 0 494.431

Resultado Operacional por Segmento 187.834 59.202 3.194 -1.450 (18.601) 230.179

Custo financeiro (64.455) (9.516) (385) (105) (15.877) (90.338)

Proveitos financeiros 9.821 5.724 200 7.251 22.996

Ganhos em joint ventures 9.142 9.142

Resultados antes do imposto 171.979

Imposto do exercício (44.552)

Resultado Líquido do exercício 127.427

Outros custos:

Depreciações 84.710 44.335 12 620 44 129.721

Provisões para outros passivos e encargos 27.971 27.971




Os investimentos em activos fixos referem-se a adições aos activos fixos tangíveis (Nota 7).

A maioria das empresas do Grupo REN opera exclusivamente numa área geográfica, em Portugal. Apenas a empresa do Grupo, OMIP, que tem a gestão do Mercado Ibérico de derivados de electricidade, e a Omiclear que é a câmara de compensação desse mercado, operam a nível Ibérico. Contudo essas transacções não são materiais para divulgar como segmento geográfico.

7. Activos fixos tangíveis

Durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2007 os movimentos registados em rubricas do activo fixo tangível foram como segue:

Movimentos no activo fixo tangível 2007

TerrenosEdifícios e outras

construções

Equipamento básico

Equipamento Transporte Ferramentas Equipamento

AdministrativoImobilizado

em curso Total

1 de Janeiro de 2007

Custo de aquisição 1.727 97.108 3.533.367 4.484 2.854 26.691 142.210 3.808.441

Amortizações acumu-ladas - (28.116) (1.244.403) (2.702) (2.298) (18.516) - (1.296.035)

Valor líquido 1.727 68.992 2.288.965 1.781 556 8.175 142.210 2.512.406


Adições - 23 3.811 685 473 1.357 243.501 249.850

Alienações - - - (398) - (3) - (401)

Transferências e abates (24) 81 221.679 - 2.944 (224.097) 583

Depreciação - exercício - (3.337) (100.500) (631) (305) (2.914) - (107.688)

Depreciação - aliena-ções - - - 359 - 3 - 362

Depreciação - transf. e abates - - (693) - - (97) - (790)

Valor líquido 1.703 65.759 2.413.261 1.796 724 9.464 161.614 2.654.320




Valor líquido 1.703 65.759 2.413.261 1.796 724 9.464 161.614 2.654.320



Durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 os movimentos registados em rubricas do activo fixo tangível foram como segue:

No que se refere ao negócio da electricidade as adições registadas referem-se essencialmente ao investimento na construção/renovação das subestações e linhas de transporte de energia, registadas em Equipamento básico.

No que se refere ao negócio do gás, as adições registadas dizem respeito à construção da terceira caverna de armazenagem, ligações a novos clientes, construção de uma GRMS, e arranque do projecto de construção do 3.º tanque no Terminal de Sines.

Movimentos no activo fixo tangível 2008

TerrenosEdifícios e outras

construções

Equipamento básico

Equipamento transporte Ferramentas Equipamento

administrativoImobilizado

em curso Total

1 de Janeiro de 2008


Amortizações acumu-ladas - (31.453) (1.345.596) (2.975) (2.603) (21.525) 0 (1.404.152)

Valor líquido 1.703 65.759 2.413.261 1.796 724 9.464 161.614 2.654.320


Adições - - 9.226 3.201 360 1.420 299.257 313.465

Alienações - - (0) (162) - (12) - (174)

Transferências e abates 2.088 95 214.986 (250) 0 2.566 (225.251) (5.766)

Depreciação - exercício (2.915) (109.116) (841) (335) (3.867) - (117.074)

Depreciação - alienações - - 0 117 - 10 - 127

Depreciação - transf. e abates - - 2.010 241 (0) 93 - 2.344

Valor líquido 3.791 62.939 2.530.367 4.103 749 9.674 235.619 2.847.243




Valor líquido 3.791 62.939 2.530.367 4.103 749 9.674 235.619 2.847.243





Teste de imparidade ao Goodwill

A REN efectuou o teste de imparidade ao goodwill na data do balanço, ao nível da unidade geradora de caixa a que corresponde, a REN Atlântico. A actividade desta empresa está sujeita a um contrato de concessão e à regulação tarifária, pelo que o valor recuperável foi determinado com base no valor de uso. As projecções de cashflow efectuadas tomam em consideração as condições regulatórias expectáveis para o período de concessão remanescente, sendo o pressuposto mais relevante, na determinação dos mesmos, a taxa de remuneração dos activos regulados. Os cashflows foram descontados, considerando uma taxa de juro média de mercado antes de impostos ajustada para o risco da actividade de regaseificação de gás natural, de 8% (taxa de desconto após impostos de 6,057%).

O valor recuperável calculado foi de 153 968 milhares de euros valor que permite a recuperação do valor do imobilizado líquido acrescido do goodwill de 3 774 milhares de euros.

9. Propriedades de Investimento

As propriedades de investimento são compostas pelos terrenos dos centros electroprodutores térmicos e hídricos e terrenos e edifícios não afectos às actividades concessiona-das da REN, tendo apresentado a seguinte evolução:

O valor de custos financeiros capitalizados no imobilizado em curso ascendeu a 8 828 milhares de euros (6 917 milhares de euros em 2007).

No exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 o valor líquido do imobilizado detido ao abrigo de locações finan-ceiras é como segue:

As depreciações dos activos fixos tangíveis estão reconhecidas na rubrica “Depreciações do exercício” da Demonstração dos Resultados consolidados pela sua totalidade, excepto o valor de 1 143 milhares de euros (962 milhares de euros em 2007) que foi capitalizado em imobilizado em curso.

8. Activos Intangíveis

O valor dos intangíveis refere-se ao goodwill determinado na aquisição da REN - Atlântico, S.A., no âmbito do unbundling do negócio do gás natural.


2008 2007

Valor bruto 5.052 3.616

Amortizações acumuladas (1.139) (1.633)

Valor líquido 3.913 1.984

2008 2007

A 1 de Janeiro

Custo de aquisição 3.774 3.774

Imparidade acumulada - -


Adições - -

Abates - -

Imparidade - -


31 de Dezembro

Custo de aquisição 3.774 3.774

Imparidade acumulada - -


2008 2007

A 1 de Janeiro

Valor bruto 505.248 527.078

Amortizaçoes acumuladas (77.650) (62.943)


Alienações - (19.344)

Depreciações (13.790) (17.193)

Abate por realização (85.128) -

(98.918) (36.537)

A 31 de Dezembro

Valor bruto 420.120 505.248

Amortizaçoes acumuladas (91.440) (77.650)




Estes activos integram o segmento de negócio da Elec-tricidade.

A diminuição registada nas propriedades de investimento relativamente a 31 de Dezembro de 2007, refere-se a uma redução de valor registada em Abril de 2008, decorrente do recebimento das rendas vencidas dos terrenos hídricos do período de 1999 a 2003, que estavam incorporadas no valor dos cashflows a receber.

Para os exercícios apresentados o justo valor das pro-priedades de investimento é o seguinte:

O justo valor dos outros terrenos e edifícios não afectos às actividades da concessão foi também determinado com base nas avaliações independentes efectuadas à data da transição, uma vez que ocorreram alterações significativas nos terrenos e edifícios.

A rubrica de outros proveitos operacionais inclui 790 milhares de euros referentes a rendas recebidas (600 milhares de euros em 2007) e 8 659 milhares de euros (12 126 milhares em 2007) referentes à remuneração dos terrenos hídricos de 2006-2007, bem como 67 152 milhares de euros referentes à realização das rendas vencidas do período de 1999 a 2003.

Não existem custos específicos suportados com as propriedades de investimento, na demonstração dos resultados.

10. Interesses em joint ventures

Tal como referido na Nota 1, com a aquisição do negócio do transporte de gás natural, o Grupo REN adquiriu duas joint ventures formadas com a Enagás, a entidade responsável pelo transporte de gás natural em Espanha.

Estas joint ventures foram criadas com o objectivo de gerir conjuntamente a capacidade de transporte de alguns sectores dos gasodutos da REN Gasodutos, S.A., com a alocação a cada um dos sócios de uma quota de capa-cidade de transporte, de forma a garantir a maximização da sua utilização. A rendibilidade destas empresas é as-segurada pelos dois parceiros (REN e Enagás) através da fixação do preço anual a pagar por cada unidade de gás natural transportado.

O justo valor das propriedades de investimento foi de-terminado a 31 de Dezembro de 2008, de acordo com a natureza de cada activo.

O justo valor dos terrenos das centrais hidroeléctricas foi determinado com base nos cashflows descontados estimados até ao final da concessão. Os cashflows incluem: a remuneração de valor igual ao valor da depreciação, a remuneração anual calculada de acordo com a taxa de inflação, conforme portaria publicada em Abril de 2007. A taxa de desconto utilizada (post-tax) foi de 4,20% (em 2007 6,75%) determinada com base nas taxas de juro das OTs do Estado Português, interpoladas para o período médio de vida útil destes terrenos (14 anos).

A diferença apurada entre o justo valor apurado e o valor contabilístico dos activos classificados como propriedades de investimento, refere-se aos terrenos das centrais hidroeléctricas e resulta das flutuações verificadas nas taxas de juro, decorrentes da conjuntura dos mercados financeiros. Considerando o período de vida útil médio dos activos em avaliação, não é expectável que as diferenças apuradas sejam irreversíveis, pelo que não se considera que exista uma perda definitiva do valor dos activos.

O justo valor dos terrenos das centrais térmicas, foi determinado com base nas avaliações independentes efectuadas à data da transição para IFRS, uma vez que os terrenos não sofreram alterações significativas.

2008 2007

Terrenos afectos às centrais hidroeléctricas

292.493 400.367

Terrenos afectos às centrais térmicas 21.949 21.949

Outros terrenos e edifícios 7.202 7.205

Total 321.644 429.521

Propriedade de investimento a JV

Interesses em joint ventures

2008 2007

1 de Janeiro 9.025 8.620

Aquisições de Joint Ventures - -

Ganhos / (Perdas) 9.142 8.896

Dividendos recebidos (8.451) (8.491)

31 de Dezembro 9.716 9.025



Os activos e passivos a 31 de Dezembro de 2008, e os rendimentos e gastos gerados desde a data de aquisição, conforme reconhecido nas demonstrações financeiras individuais das empresas em joint venture, são como segue:

O interesse nas joint ventures foi adquirido no âmbito do unbundling do negócio do gás natural, fazendo parte dos activos integrados na REN Gasodutos. Na data da aquisição, o justo valor do interesse nestas entidades refere-se ao valor dos dividendos pré-aquisição (lucros gerados até Setembro de 2006) a receber das socie-dades. O restante valor dos capitais próprios das so-ciedades foi considerado nulo devido ao facto de após a entrada em vigor do regulamento tarifário, todos os ganhos gerados por estas sociedades reverterem para as tarifas.

O valor de dividendos recebidos em 2008, referem-se à quota-parte da empresa do grupo REN Gasodutos nos lucros gerados pelas sociedades no exercício de 2007, e disponíveis para distribuição.

2008 2007

Gasoduto Braga-Tuy Gasoduto Campo Maior - Leiria-Braga

Gasoduto Braga - Tuy Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga

Activos

Não correntes 14.420 73.873 14.971 76.477

Correntes 4.370 8.367 3.194 13.439

18.790 82.240 18.165 89.916

Passivos

Não correntes 7.622 25.076 8.168 30.074

Correntes 4.283 17.481 3.183 20.902

11.905 42.557 11.351 50.976

Capital Próprio 6.885 39.683 6.814 38.940

6.885 39.683 6.814 38.940

Actividade no ano

Rendimentos 3.828 24.960 3.715 24.465

Gastos (2.660) (15.248) (2.561) (15.024)

Resultado líquido 1.168 9.712 1.154 9.441

% participação detida 51% 88% 51% 88%

595 8.546 588 8.308



11. Activos e passivos por Impostos Diferidos

Em 31 de Dezembro de 2008, os saldos reconhecidos relativamente a impostos diferidos são apresentados no balanço consolidado pelo seu valor bruto.

O impacto dos movimentos nas rubricas de impostos diferidos, ocorrido para os exercícios apresentados, foi como segue:

2008 2007

Capital Próprio

Imposto diferido 7.389 (2.689)

7.389 (2.689)

Aquisição de Subsidiárias

Imposto diferido - -

- -

Demonstração de Resultados

Imposto diferido 105.354 21.452

Imposto corrente (149.906) (63.705)

(44.552) (42.253)

2008 2007

Impacto na demonstração dos resul-tados

Activos por impostos diferidos 20.481 1.294

Imposto diferido na reversão da reserva justo valor

-

Passivos por impostos diferidos 84.873 20.158

105.354 21.452

Impacto na aquisição de filiais

Passivos por impostos diferidos -

Impactos no capital próprio

Activos por impostos diferidos 6.250 (1.550)

Passivos por impostos diferidos 1.139 (1.139)

7.389 (2.689)

Impacto líquido dos impostos diferidos 112.744 18.763

Impacto dos movimentos nas rubricas de Impostos diferidos



Os movimentos ocorridos nas rubricas de activos e passivos por impostos diferidos para os exercícios apresentados são como segue:

Activos por impostos diferidos - Movimentos do ano

Passivos por impostos diferidos - Movimentos do ano

Provisões Prejuízos fiscais Pensões Outros Total

A 1 de Janeiro de 2007 6.730 7 9.906 3.029 19.672

Período findo em 31 de Dezembro

Constituição/reversão por capital (1.550) (1.550)

Reversão por resultados (5.389) (593) (132) (6.114)

Constituição por resultados 6.835 (7) (339) 919 7.408

Movimento do período 1.446 (7) (2.482) 787 (256)

A 31 de Dezembro de 2007 8.176 - 7.424 3.816 19.416

Provisões Prejuízos fiscais Pensões Propriedades investimento

Activos disponíveis para venda

Outros Total

A 1 de Janeiro de 2008 8.176 - 7.424 - - 3.816 19.416

Período findo em 31 de Dezembro

Constituição/reversão por capital - - 5.290 - 960 - 6.250

Reversão por resultados (23) - (737) - - (111) (872)

Constituição por resultados 7.436 23 - 11.580 - 2.314 21.353

Movimento do período 7.413 23 4.553 11.580 960 2.203 26.731

A 31 de Dezembro de 2008 15.588 23 11.977 11.580 960 6.019 46.147

AgenteEquipamento

Transporte electricidade

Propriedades de Investimento

Reavaliação antes de GAAP

Activos disponíveis para Venda

Justo Valor activos gás Outros Total

A 1 de Janeiro de 2007 126.431 13.465 16.438 37.189 - 3.841 - 197.364

Período findo em 31 de DezembroConstituição/reversão por capital

- - - - - - - -

Constituição por resultados 4.904 - - 1.139 - 6.043 Reversão por resultados (16.784) - (5.747) 1.262 (3.831) 38 (25.062)Movimentos do período (16.784) 4.904 (5.747) 1.262 1.139 (3.831) 38 (19.019)A 31 de Dezembro de 2007 109.647 18.369 10.691 38.451 1.139 10 38 178.345

AgenteEquipamento

Transporte electricidade

Propriedades de investimento

Reavaliação anterior de

GAAP

Activos disponíveis para venda

Outros Total

A 1 de Janeiro de 2008 109.647 18.369 10.691 38.451 1.139 48 178.345 Período findo em 31 de DezembroConstituição/reversão por capital

- - - - (1.139) (1.139)

Constituição por resultados - 4.697 - 232 4.929 Reversão por resultados (76.660) - (10.691) (2.403) (48) (89.802)Movimentos do período (76.660) 4.697 (10.691) (2.403) (1.139) 184 (86.012)A 31 de Dezembro de 2008 32.987 23.066 - 36.048 - 232 92.333



As reavaliações fiscais resultam da actualização do valor dos activos efectuada no normativo POC, com base em diplomas do Governo onde são definidos os coeficien-tes de desvalorização monetária. O efeito destes impostos diferidos reflecte a não dedução fiscal de 40% da reava-liação efectuada.

12. Activos e passivos financeiros por categoria

As políticas contabilísticas para instrumentos financeiros de acordo com a IAS 39, foram aplicadas aos seguintes activos e passivos financeiros:

2007Créditos e valores a

receber

Activos financeiros

disponíveis para venda

Outros passivos financeiros

Activos/ passivos não financeiros Total

Activos

Caixa e equivalentes de caixa 125.917 - - 3 125.920

Depósitos de garantia recebidos 39.765 - - - 39.765

Clientes e outras contas a receber 602.524 - - 9.197 611.721

Activos financeiros disponíveis para venda - 59.567 - - 59.567

Total activos financeiros 768.206 59.567 - 9.200 836.973

Passivos

Empréstimos obtidos - - 2.057.074 - 2.057.074

Depósitos de garantia a receber - - 39.765 - 39.765

Fornecedores e outras contas a pagar - - 260.372 309.001 569.373

Total passivos financeiros - - 2.357.211 309.001 2.666.212

2008Créditos e valores a

receber

Activos financeiros disponíveis para

venda

Activos / Passivos ao justo valor por

via resultados

Outros passivos

financeiros

Activos/ passivos não

financeirosTotal

Activos

Caixa e equivalentes de caixa 101.431 - - - - 101.431

Depósitos de garantia recebidos 35.604 - - - - 35.604

Clientes e outras contas a receber 343.479 - - - 10.769 354.248

Instrumentos financeiros derivados - - 876 - 876

Activos financeiros disponíveis para venda - 86.924 - - - 86.924

Total activos financeiros 480.514 86.924 876 - 10.769 579.083

Passivos

Empréstimos obtidos - - - 1.836.677 - 1.836.677

Depósitos de garantia a pagar - - - 35.604 - 35.604

Fornecedores e outras contas a pagar - - - 271.139 376.347 647.486

Total passivos financeiros - - - 2.143.420 376.347 2.519.767



Qualidade dos activos financeirosA qualidade de crédito dos activos financeiros que não

estão vencidos ou em imparidade podem ser avaliados com referência aos ratings de crédito ou informação histórica das entidades a que se referem:

Os créditos a receber de clientes e outros devedores referem-se essencialmente a transacções de prestação de serviços no âmbito das actividades reguladas no negócio da electricidade e gás. As principais transacções são efectuadas com os distribuidores autorizados para cada um dos negócios, como a EDP, a GALP e alguns distribuidores europeus. O valor de 124,5 milhões, da rubrica refere-se à conta corrente do agente proveniente das intermediações na compra e venda de electricidade.

Relativamente aos créditos vencidos ou em impari-dade:

i) dos créditos a receber 828 mil euros estão ajustados por imparidade, existindo um processo judicial em curso referente ao mesmo;

ii) existem créditos com alguma antiguidade referentes a transacções com empresas do grupo EDP cujo risco de recuperação é considerado nulo.

2008 2007

Clientes e outros devedores

AA+

AA- 124.478 413.762

A- 52.963 53.357

Outros sem rating 165.210 135.405

Total de créditos e valores a receber 342.651 602.524

Depósitos bancários

AA 39 3.015

AA- 2.850 8

A+ 6 13.379

A 98.535 109.515

Total depósitos bancários 101.430 125.917

% detida Entidade 2008 2007

OMEL - Operador del Mercado Ibérico de Energia (Polo Espanhol) 10,00% OMIP 1.033 1.033

Red Electrica de España, S.A. 1,00%

REN, SGPS 48.733 58.534

ENAGAS 1,00%REN, SGPS 37.157

Total 86.924 59.567

13. Activos financeiros disponíveis para venda

Em 31 de Dezembro de 2008, os activos reconhecidos nesta rubrica referem-se a instrumentos de capital detidos em entidades estratégicas do mercado de electricidade espanhol, como segue:

Os movimentos registados nesta rubrica foram os seguintes:

Uma vez que a OMEL não é uma empresa cotada e não existem transacções recentes de aquisição/alienação do capital da mesma, a REN optou a esta data, por manter a participação ao custo de aquisição, por não ser possível determinar o justo valor da participação.

OMEL REE Enagás Total

1 de Janeiro de 2007 1.033 - - 1.033

Aquisições - 49.934 - 49.934

Ajustamento de justo valor - 8.600 - 8.600

Alienações - - - -

31 de Dezembro de 2007 1.033 58.534 - 59.567

1 de Janeiro de 2008 1.033 58.534 - 59.567

Aquisições - 43.195 43.195

Ajustamento de justo valor - (9.801) (6.038) (15.839)

Alienações - - -

31 de Dezembro de 2008 1.033 48.733 37.157 86.924



A Red Eléctrica de España (REE) é a entidade respon-sável pela gestão da rede eléctrica em Espanha. A REN SGPS adquiriu 1% de acções da REE como parte de um acordo firmado entre os governos de Portugal e Espanha. A REE está listada na Euronext Espanha e o activo finan-ceiro foi registado na data do balanço de acordo com a cotação a 30 de Dezembro de 2008, o que resultou numa perda de justo valor de 9 801 milhares de euros.

A Enagás é a entidade responsável pelo transporte e gestão do sistema de gás natural em Espanha, A REN SGPS adquiriu 1% das acções da Enagás como parte de um acordo de parceria estratégica, tendo o activo sido registado de acordo com a cotação de 30 de Dezembro de 2008, de que resultou uma perda de 6 037 milhares de euros.

Os ajustamentos ao justo valor dos activos financeiros disponíveis para venda, estão reflectidos no capital próprio, na reserva de justo valor (Nota 20).

14. Clientes e outras contas a receber

No exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, a decomposição da rubrica de Clientes e outras contas a receber, é como segue:

(i) Na composição dos saldos das contas a receber de clientes assume particular relevância o montante em dívida pela EDP-Distribuição de Energia, S.A. o qual ascende a 52 963 milhares de euros (53 357 milhares de euros em 2007).

(ii) O saldo do agente refere-se aos saldos a receber resultantes da actividade de intermediação na aquisição e venda de electricidade, por parte da REN.

(iii) os empréstimos a joint ventures dizem respeito a empréstimos à Sociedade Gasodutos Campo Maior-Leiria-Braga adquiridos no âmbito da transacção de unbundling. Este empréstimo é remunerado pela taxa mais alta entre os custos médios da dívida da REN Gasodutos e da Enagás.

Para os períodos apresentados não existem diferenças entre os valores contabilísticos e o seu justo valor. Os saldos a receber não correntes vencem juros a taxas de mercado.

15. Existências

O detalhe de existências em 31 de Dezembro de 2008 é como segue:

Ajustamento de justo valor

Variação justo valor (15.839)

Impacto do Imposto diferido 2.098

Ajustamento liquido em capital (13.741)

2008 2007

Corrente Não corrente Total Corrente Não corrente Total

Clientes (i) 185.668 155 185.823 148.552 155 148.707

Clientes de cobrança duvidosa (828) - (828) (828) - (828)

Clientes - Valor líquido 184.840 155 184.995 147.724 155 147.879

Saldo do Agente (ii) 56.359 68.119 124.478 343.694 70.068 413.762

Empréstimos a joint ventures (iii) 11.059 22.119 33.178 10.014 30.041 40.055

Estado e Outros Entes Públicos 11.597 - 11.597 10.025 - 10.025

Clientes e outras contas a receber 263.856 90.393 354.248 511.457 100.264 611.721

2008 2007

Mercadorias 260 13

Materiais diversos 8.104 3.060

Existências 8.364 3.073

Detalhe dos clientes e outras contas a receber



17. Instrumentos financeiros derivados

Em 31 de Dezembro de 2008, a REN SGPS tinha os se-guintes instrumentos financeiros derivados contratados:

16. Depósitos de garantia

Os depósitos de garantia referem-se a depósitos entregues pelos participantes no Mercado de Derivados da Electricidade, que é monitorizado pela empresa do Grupo, a OMIclear. Estes activos são considerados como restricted cash, como é referido na Nota 3.14.

A 31 de Dezembro de 2008, os valores reconhecidos no Balanço são os seguintes:

2008 2007

Depósitos garantia dos participantes 35.604 39.765

Valores a entregar aos participantes (35.604) (39.765)

"Valor de referência" Períodos de pagamento "Recebimento/ pagamento" "Data de vencimento" "Justo valor em 31.12.2008"

500.000 Períodos de contagem de juros: a pagar: 10 de Dezembro a 10 de Junho – liquidação semestral de juros; a receber: 10 de Dezembro – liquidação anual de juros.

REN recebe entre 3,31% e 3,33%, paga Euribor 6M

Dezembro de 2013 876

O valor reconhecido em swaps de taxa de juro refere-se aos 5 contratos swap de taxa de juro, contratados pela REN SGPS com o objectivo de reduzir o risco a que se encontra exposta a sua emissão de um empréstimo obrigacionista no montante de 500 milhões de euros.

Características dos swaps contratados:

2008 2007

Activos Passivos Activos Passivos

Swap taxa de juro – não corrente - - - -

Swap taxa de juro – corrente 876 - - -

876 - - -



Justo valor das licenças de CO2

A REN detém contratos forward de licenças de CO2, como de negociação para uso próprio, com entregas previstas para Março de 2009. Foi revisto o seu justo valor pela aplicação das cotações para aquela data conhecidas a 31de Dezembro 2008 (13,69/tonelada).

Valor contratado_________1 374 milhares de eurosJusto valor das licenças com base na cotação a 31 de Dezembro_________ 1 232 milhares de euros.

18. Caixa e equivalentes de caixa

Caixa, equivalentes de caixa e os descobertos bancários apresentam os seguintes valores:

2008 2007

Caixa 1 3


Caixa e equivalentes de caixa 101.431 125.920

Detalhe do valor de caixa e equivalentes de caixa

As taxas de juro efectivas de depósitos bancários de curto prazo são indicadas na nota 21.

O detalhe do montante considerado como saldo final na rubrica “Caixa e equivalentes de caixa” para efeitos da elaboração da demonstração de fluxos de caixa consolidados para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 é como segue:

2008 2007

Caixa 1 3

Descobertos bancários (41.023) (23.704)


Caixa e equivalentes de caixa 60.407 102.215

19. Capital social

Em 31 de Dezembro de 2008, o capital social da REN, encontrava-se totalmente subscrito e realizado, sendo representado por 534 000.000 acções com o valor

nominal de 1 euro cada. O detalhe do capital social a 31 de Dezembro de 2008 é como segue:

Em Setembro de 2008 a REN SGPS celebrou um contrato de fomento de mercado relativamente às acções da REN SGPS, com o Banco de Investimento S.A., do qual decorreu a compra de acções próprias. O prazo deste contrato é 8 de Janeiro de 2009.

Em 31 de Dezembro de 2008 a REN SGPS detinha as seguintes acções em carteira:

Número de acções Capital Social

534.000.000 534.000

Capital Social 534.000.000 534.000

Número de acções

% Capital social

Valor

Acções próprias 2.498.702 0,4679% (6.619)


20. Outras reservas e resultados acumulados

As rubricas “Outras reservas” e “Resultados acumulados” registaram os seguintes movimentos durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 e 2007:

A Reserva legal não está ainda totalmente constituída nos termos da lei (20% do capital social), pelo que um mínimo de 5% dos resultados é destinado à sua dotação. Esta reserva só pode ser utilizada na cobertura de prejuízos ou no aumento do Capital Social.

Atribuível aos accionistas

Reservas legais Reserva justo valor

Outras reservas

Resultados acumulados

Resultado exercício

Interesses minoritários Total

A 1 de Janeiro de 2007 33.634 (30.959) 409.189 500 412.364

Ganhos/(perdas) actuariais - - - 4.299 - - 4.299

Reserva de justo valor (valor líquido) - 7.460 - - - 7.460

Ganhos/(perdas) reconhecidos em capital 33.634 7.460 - (26.660) 409.189 500 424.124

Resultado líquido do período - - - - 145.150 58 145.208

Total de ganhos reconhecidos no período 33.634 7.460 - (26.660) 554.339 558 569.332

Distribuição de dividendos - - - (97.000) - (3) (97.003)

Dividendos - referentes a reservas - - - - -

Transf. para outras reservas 27.503 - 83.993 297.693 (409.189) - -

A 31 de Dezembro de 2007 61.137 7.460 83.993 174.033 145.150 555 472.329


Reservas legais Reserva justo valor

Outras reservas



Interesses minoritários Total

A 1 de Janeiro de 2008 61.137 7.460 83.993 174.033 145.150 555 472.329

Ganhos/(perdas) actuariais - - (14.674) - - (14.674)

Reserva de justo valor (valor líquido) - (13.739) - - - - (13.739)

Ganhos/(perdas) reconhecidos em capital 61.137 (6.279) 83.993 159.359 145.150 555 443.916

Resultado líquido do período - - - - 127.405 22 127.427

Total de ganhos reconhecidos no período 61.137 (6.279) 83.993 159.359 272.555 577 571.342

Distribuição de dividendos - - - (87.045) (3) (87.048)

Transf. para outras reservas 6.083 - 19.225 119.842 (145.150) - 0

A 31 de Dezembro de 2008 67.221 (6.279) 103.218 192.156 127.405 574 484.296

Outras reservas e resultados acumulados - Movimentos ocorridos




21. Empréstimos

A repartição dos empréstimos quanto ao prazo (corrente e não corrente) e por natureza de empréstimo, no final do exercício, é como segue:

Empréstimos A exposição dos empréstimos do grupo às alterações

das taxas de juro nos períodos contratuais de fixação das taxas, são como segue:

A REN é subscritora de oito programas de papel co-mercial no valor de 1 800 000 milhares de euros, estando utilizados 649 000 milhares de euros em 31 de Dezembro de 2008.

Em Dezembro de 2008, a REN efectuou uma emissão de obrigações no valor de 500 milhões de euros, pelo prazo de 5 anos, ao abrigo do programa EMTN (European Medium Term Notes), com uma taxa de juro correspondente à mid swap rate acrescida de 3,25%.

Os empréstimos bancários não têm como garantia real os activos da REN. Todos os empréstimos estão negociados em euros.

No final do exercício de 2008, o Grupo REN possuía ainda as seguintes linhas de crédito contratadas e não utilizadas.

As linhas de crédito com vencimento até 1 ano são renováveis, de forma automática, anual ou trimestralmente. As linhas de crédito com vencimento após 1 ano não têm limite definido.

As taxas de juro efectivas, à data do balanço eram as seguintes:

2008 2007


Papel comercial 449.000 200.000 649.000 1.306.000 300.000 1.606.000

Empréstimos obrigacionistas - 500.000 500.000 - - -

Empréstimos bancários 47.024 595.712 642.736 39.907 385.907 425.814

Descobertos bancários 41.023 - 41.023 23.704 - 23.704

537.047 1.295.712 1.832.759 1.369.611 685.907 2.055.518

Locações financeiras 1.100 2.818 3.918 891 1.262 2.153

Juros a pagar - Empréstimos 6.751 - 6.751 1.073 - 1.073

Juros pagos (antecipação) - papel comercial (3.872) - (3.872) (1.670) - (1.670)

541.026 1.298.530 1.839.556 1.369.905 687.169 2.057.074

2008 2007

Taxas de juro variáveis:

Curto prazo 120.386 170.000

Médio/Longo prazo - -

120.386 170.000

2008 2007

Até 6 meses 967.680 1.932.921

Entre 6 e 12 meses - -

Entre 1 e 5 anos 250.000 -

Superior a 5 anos 617.958 122.000

1.835.638 2.054.921

2008 2007

Depósitos bancários 5,19% 3,91%

Empréstimos e Papel Comercial 4,80% 4,42%



O valor contabilístico e o justo valor dos empréstimos são como segue:

assegura aos seus reformados e pensionistas, em condições similares aos trabalhadores no activo, um plano de cuidados médicos e concede ainda outros benefícios como prémios de antiguidade, de reforma e subsídio de morte (descrito como “ outros benefícios “ na nota 22.2).

Para cobertura das responsabilidades para comple-mentos de pensões de reforma, a REN contribui para um Fundo de Pensões autónomo, para o qual é transferida a totalidade das responsabilidades e as dotações neces-sárias para cobrir os respectivos encargos que se forem vencendo em cada um dos exercícios.

O plano de cuidados médicos e outros benefícios não tem fundo constituído, sendo a respectiva responsabilida-de coberta por uma provisão específica.

Os trabalhadores que satisfaçam determinadas condições de idade e antiguidade predefinidas e que optem por passar à situação de reforma antecipada, assim como aqueles que acordem com a Empresa a passagem à pré-reforma, são igualmente incluídos nos planos.

As responsabilidades e os correspondentes custos anuais são determinados através de cálculos actuariais anuais, utilizando o método de crédito da unidade projectada, efectuada por actuário independente, baseados em pressupostos que reflectem as condições demográficas da população coberta pelo plano e as condições económicas e financeiras prevalecentes no momentos do cálculo.

Em termos globais, o impacto destes planos nas demonstrações financeiras consolidadas é como segue:

O justo valor é calculado pelo método dos cash flows descontados, utilizando a taxa de desconto, da data do balanço, de acordo com as características de cada empréstimo. Uma vez que todos os empréstimos são negociados a taxas de juro variáveis, o justo valor dos empréstimos é semelhante ao valor contabilístico dos mesmos.

22. Obrigações de benefícios de reforma e outros

A REN Rede Eléctrica Nacional, S.A. concede complementos de pensões de reforma e sobrevivência (daqui em diante referido como Plano de pensões),

Valor contabilístico Justo valor

2008 2007 2008 2007

Papel comercial 649.000 1.606.000 647.844 1.604.295

Empréstimos 640.511 425.814 614.881 420.577

Obrigações 500.000 499.576

1.789.511 2.031.814 1.762.301 2.024.872

Locações financeiras

2008 2007

Locações Financeiras - pagamentos mínimos da locação

Até 1 ano 1.223 998

Entre 1 e 5 anos 2.950 1.309

Mais de 5 anos - -

4.173 2.307

Custos financeiros futuros das locações financeiras (255) (154)

Valor actual do passivo das locações financeiras 3.918 2.153

O valor actual do passivo das locações financeiras é como segue: 2008 2007

Até 1 ano 1.100 891

Entre 1 e 5 anos 2.818 1.262

Mais de 5 anos - -

3.918 2.153

2008 2007

Obrigações no balanço

Plano de pensões 18.103 (7)

Cuidados médicos e outros benefícios 27.025 27.963

Plano de seguro de vida 70 60

45.198 28.016

2008 2007

Gastos na demonstração dos resultados

Plano de pensões 1.554 392

Cuidados médicos e outros benefícios 2.160 2.138

Plano de seguro de vida 10 10

3.724 2.540



Segmento da Electricidade

Os principais pressupostos utilizados no cálculo actuarial, são os abaixo indicados:

22.1. Plano de pensões

O montante da obrigação reconhecida no balanço consolidado é determinado como segue:

As alterações efectuadas nos pressupostos dos planos relativamente aos activos elegíveis para reforma antecipa-da, resulta da expectativa da REN de que mais colabora-dores venham a entrar neste regime de reforma, antes da idade estimada anteriormente.

Em 2008, a taxa de desconto anual usada aumentou de 5.4% para 6.0% reflectindo o aumento previsto no longo prazo das taxas de juro do mercado. Se a taxa de desconto de 6,25% fosse usada para calcular as obrigações do grupo REN à data do balanço, as responsabilidades com o plano de pensões seriam menos elevadas em 1 096 milhares de euros, e as obrigações com o plano de cuidados médicos e outros benefícios seriam menos elevadas em 888 mil euros. Consequentemente, o impacto dos ganhos/(perdas) actuariais reconhecidos, em 2008, directamente no capital próprio, seria superior em 1 984 milhares de euros.

O movimento ocorrido no valor actual da obrigação subjacente ao plano de pensões foi o seguinte:

O montante significativo registado como (Ganhos)/ perdas actuariais no exercício de 2008, decorre da alteração da expectativa da REN, quanto à saída de colaboradores para o regime de pré-reforma antes dos 60 anos de idade.

Os fundos afectos a este plano tiveram a seguinte evolução:

2008 2007

Taxa anual de desconto 6,00% 5,40%

Percentagem expectável de activos elegíveis para reforma antecipada (mais de 60 anos)

10,00% 10,00%

Percentagem expectável de activos elegíveis para reforma antecipada (menos de 60 anos)

10,00%

Taxa anual de crescimento dos salários 3,30% 3,30%

Taxa anual de crescimento das pensões 2,25% 2,25%

Taxa anual de crescimento das pensões da Segurança Social

2,00% 2,00%

Taxa de inflação 2,00% 2,00%

Taxa anual de crescimento de custos com saúde (durante 8 anos)

4,50% 4,50%

Taxa anual de crescimento de custos com saúde (após o período de 8 anos)

4,00% 4,00%

Despesas de gestão (por funcionário/ano) 150 € 150 €

Taxa de crescimento das despesas de gestão - até 2007

4,50% 4,50%

Taxa de crescimento das despesas de gestão - após 2007

2,70% 2,70%

Taxa de rendimento 5,99% 5,80%

Tábua de mortalidade TV 88/90 TV 88/90

Pressupostos actuariais 2008 2007

Valor actual da obrigação 55.954 42.563

Justo valor dos activos do plano (37.851) 42.570

Obrigação no balanço 18.103 (7)

2008 2007

A 1 de Janeiro 42.563 46.917

Custo serviços correntes 587 585

Custo dos juros 3.391 2.006

Pagamento de benefícios (4.794) (4.636)

(Ganhos)/perdas actuariais 14.207 (2.309)

A 31 de Dezembro 55.954 42.563

2008 2007

A 1 de Janeiro 42.570 41.707

Contribuições entregues 2.038 2.118

Ganhos/(perdas) actuariais (7.586) (1.904)

Benefícios pagos (1.595) (1.550)

Retorno esperado dos activos do fundo 2.424 2.199

A 31 de Dezembro 37.851 42.570

Reconciliação da obrigação do plano de pensões

Reconciliação dos activos do fundo



Os impactos do plano na demonstração dos resulta-dos consolidados são como segue:

Os activos do plano de pensões não incluem acções próprias da REN ou activos não correntes. A taxa de retor-no esperada dos activos do plano para 2009 foi determi-nada, baseada numa estimativa do retorno esperado dos activos do plano a longo prazo, e a estratégia de investi-mentos a realizar.

A contribuição estimada para o Fundo de pensões, em 2009, ascenderá a 4 538 milhares de euros.

Os impactos dos ganhos e perdas actuariais na de-monstração dos rendimentos e gastos do exercício são como segue:

Detalhe da natureza dos activos que constituem o fun-do do plano de pensões:

22.2. Cuidados médicos e outros benefícios

O montante da responsabilidade reconhecida no ba-lanço é como segue:

O movimento reconhecido no valor actual da obrigação subjacente aos cuidados médicos e outros benefícios foi o seguinte:

Os impactos do plano na demonstração dos resulta-dos consolidados são como segue:

Os impactos dos ganhos e perdas actuariais na demonstração dos rendimentos e gastos do exercício são como segue:

2008 2007

Custos serviços correntes 587 585

Custos dos juros 3.391 2.006

Retorno estimado dos activos do plano (2.424) (2.199)

Total incluído em custos com pessoal 1.554 392

2008 2007

Ganhos e perdas actuariais no período 21.792 (405)

Ganhos e perdas actuariais acumulados 59.413 37.621

2008 2007

Obrigações 63% 64%

Depósitos curto prazo 8% 2%

Acções 23% 29%

Fundos de investimento - imobiliário 6% 5%

100% 100%

2008 2007

Valor presente da obrigação 27.025 27.963

Justo valor dos activos do plano - -

Obrigação no balanço 27.025 27.963

2008 2007

Custo do serviço corrente 528 637


Outros benefícios 109 82

Total incluído em custos com pessoal 2.160 2.139

2008 2007

Ganhos e perdas actuariais no período (1.829) (5.444)

Ganhos e perdas actuariais acumulados 2.696 4.525

2008 2007

A 1 de Janeiro 27.963 32.128

Custo dos serviços correntes 528 637


Pagamento de benefícios (1.270) (859)

(Ganhos)/perdas (1.829) (5.443)

Outros benefícios 109 82

A 31 de Dezembro 27.025 27.963

Reconciliação da responsabilidade com cuidados médicos e outros benefícios



Segmento do gás:

22.3. Seguro de Vida

O montante da obrigação reconhecida no balanço consolidado é determinado como segue:

O impacto do plano de seguro de vida na demonstra-ção dos resultados consolidados é como segue:

não pode ser estimada com fiabilidade a esta data. A provisão está classificada como passivo não corrente.

ii) Contratos onerosos: constituição de uma provisão no valor de 28.059 milhares de euros por montantes recebidos em excesso nas tarifas cuja devolução ocorrerá em 2010 (valor provisionado em 2007 a devolver em 2009: 25.300 milhares de euros).

23. Provisões para outros riscos e encargos

A evolução das provisões para Outros riscos e encar-gos é como segue:

2008 2007

Responsabilidades totais 70 60

Provisão de cobertura 70 60

2008 2007

Aumento da provisão para responsabilidade 10 10

Total incluído nos custos com pessoal 10 10

As variações registadas no exercício de 2008 decorrem de:

i) processos judiciais em curso para os quais a provisão foi reduzida em 88 milhares de euros. A sua resolução está intimamente ligada às várias acções processuais que venham a ser adoptadas pelas várias partes, pelo que a data da sua conclusão

2008 2007

A 1 de Janeiro 30.853 45.731

Dotação 28.059 25.792

Redução (88) (40.670)

A 31 de Dezembro 58.824 30.853

Saldo corrente 25.300 -

Saldo não corrente 33.524 30.853

58.824 30.853


24. Fornecedores e outras contas a pagar

A decomposição da rubrica “Fornecedores e outras contas a pagar”, em 31 de Dezembro de 2008, é como segue:

2008 2007


Fornecedores

Fornecedores conta corrente 147.298 - 147.298 153.466 - 153.466

Outros credores

Credores diversos 44.935 - 44.935 42.381 900 43.281

Fornecedores de imobilizado 78.905 - 78.905 63.625 - 63.625

Estado e outros entes públicos1 2.627 - 2.627 3.777 - 3.777

Proveitos diferidos

Subsídios ao investimento 16.903 351.060 367.963 18.580 279.685 298.265

Outros proveitos diferidos - 434 - 434

Acréscimos de custos

Férias e sub. férias 5.553 - 5.553 5.213 - 5.213

Outros 205 - 205 1.302 - 1.302

Fornecedores e outras contas a pagar 296.426 351.060 647.486 288.778 280.585 569.363

25. Vendas e Prestação de serviços

O montante de vendas e prestações de serviços reconhecido na demonstração dos resultados consolidados, é detalhado como segue:

2008 2007

Vendas de Materiais

Mercado interno 437 242

Sub-total 437 242

Prestação de Serviços - Mercado Interno

Transporte e gestão global do sistema 339.981 410.788

Trading 5.409

Transporte de gás natural 100.159 93.719

Armazenamento de gás natural 7.883 8.786

Regaseificação 33.763 35.817

Serviços de electricidade 181 674

"Rede de telecomunicações" 3.492 2.991

Outros 3.126 1.675

Sub-total 493.994 554.450

Vendas e prestações de serviços 494.431 554.692

Detalhe de fornecedores e outras contas a pagar

1O saldo de Estado e outros entes públicos refere-se a valores a liquidar de IVA, IRS e outros impostos.




O decréscimo registado no montante das prestações de serviços em 2008 é essencialmente explicado por duas situações:

- Redução em 52 293 milhares de euros no montante de serviços de sistema incluídos na tarifa (53,8 milhões em 2007; 1 502 milhares em 2008)

- Redução dos ganhos comerciais em 10,3 milhões

26. Fornecimentos e serviços externos

O detalhe dos custos com fornecimentos e serviços externos é como segue:

27. Custos com pessoal

Os custos com pessoal, incorridos durante o exercício de 2008, foram como segue:

i) Os custos de reserva de capacidade, respeitam a custos suportados pela REN referentes à capacida-de de produção disponível exigida aos produtores, para manter a todo o tempo a operacionalidade do sistema. Estes custos são reconhecidos na activi-dade de gestão global do sistema de acordo com o modelo regulatório.

ii) Em 1 de Julho de 2007, com a cessação dos Contratos de Aquisição de electricidade (CAE), foi estabelecido na tarifa da distribuição um valor compensatório aos produtores que aceitaram a cessação dos CAE. Este valor é cobrado à EDP Distribuição e pago à EDP Produção.

iii) As comissões pagas a entidades externas referem-se a “trabalhos especializados” e honorários pagos pela REN por prestação de serviços contratualizados e estudos especializados.

O número médio de empregados do Grupo em 2008 foi de 817 ( 2007: 813 )

28. Outros custos operacionais

O detalhe da rubrica de Outros custos operacionais é apresentado no quadro seguinte:

2008 2007

Custos de reserva de capacidade i) 1.502 53.795

Custos manutenção equilíbrio contratual ii) - 21.803

Custos de manutenção 17.097 14.334

Custos de interligação - cross border 6.293 4.904

Comissões a entidades externas iii) 16.095 15.054

Custos com publicidade 1.428 1.537

Custos com seguros 2.940 3.499

Outros (inferiores a 1 000 milhares de euros) 33.534 30.539

Fornecimentos e serviços externos 78.889 145.465

2008 2007

Remunerações

Orgãos sociais 4.394 2.511

Pessoal 25.208 24.420

29.602 26.931

Encargos sociais

Prémios para benefícios reforma 3.724 2.540

Prémios de desempenho 3.815 1.902

Encargos sobre remunerações 7.314 7.124

Custos de acção social 2.130 2.073

Outros 3.155 2.048

Sub-total 20.138 15.688

Custos com o pessoal 49.740 42.619

2008 2007

Custos operacionais da ERSE i) (9.463) (8.672)

Sobrecustos dos CAE não cessados ii) (69.004) (35.469)

Impostos (1.224) (1.165)

Donativos (1.007) (922)

Perdas em existências (64)

Alienações (28) (7)

Custos com operacões do mercado - OMIP/OMIClear

(285)

Desmantelamento de linhas (1.008) (755)

Outros (1.463) (1.292)

(83.545) (48.282)

Detalhe de outros gastos



i) A rubrica de custos operacionais da ERSE, refere-se a débitos pela ERSE a recuperar através das tarifas de electricidade e do gás.

ii) A tarifa da Gestão Global do Sistema inclui nos proveitos da REN-Rede Eléctrica Nacional, S.A. o valor dos sobrecustos dos CAE não cessados, isto é, a tarifa cobre o diferencial que a REN Trading apura entre os custos fixos e variáveis suportados com os dois CAE e o valor da venda de electricidade colocada no mercado. O valor incluído em “Outros custos operacionais” refere-se aos custos suportados pela REN Trading relativamente aos CAE ainda em vigor com a Turbogás e Tejo Energia.

29. Outros proveitos operacionais

A rubrica de Outros proveitos operacionais pode ser apresentada como segue:

i) O valor registado como proveito das rendas de interligações resulta da decisão da Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos de afectar parte das rendas recebidas à cobertura dos custos, no exercício, das interligações cross border e serviços de sistema, registados em Fornecimentos e Serviços Externos.

ii) Rendimento obtido com os edifícios e terrenos classificados como propriedades de investimento assim como operações de locação de alguns equipamentos.

iii) O recebimento do défice tarifário em Abril de 2008, originou um proveito de 67 152 milhares de euros, motivado pelo diferencial entre o valor do abate por

realização registado (85 128 milhares de euros)e o valor recebido do défice dos terrenos (152 279 milhares de euros)

iv) Os dividendos recebidos em 2008 referem-se à distribuição de dividendos pela Red Eléctrica de España (REE) e Enagás referente ao ano de 2007.

30. Custos de financiamento e proveitos financeiros

O detalhe dos custos incorridos com financiamentos e proveitos financeiros obtidos é como segue:

2008 2007

Proveitos suplementares 952 835

Rendas das interligações - cobertura de custos i) 8.324 -

Rendas de propriedades de investimento ii) 9.450 27.687

Recebimento do défice dos terrenos 99-2003 iii) 67.152 -

Amortização de subsídios ao investimento 14.658 13.320

Ganhos na venda activos tangíveis - 3.410

Outros 3.242 1.808

103.778 47.060

2008 2007

Custos financeiros

Empréstimos 90.338 82.813

90.338 82.813

Proveitos financeiros

Juros obtidos 22.120

Justo valor Swap 876 5.284

22.996 5.284

31. Imposto do exercício

A decomposição do montante de imposto do exercício reconhecido nas demonstrações financeiras consolidadas, é conforme segue:

2008 2007

Imposto s/ rendimento corrente 149.906 63.705

Imposto s/ rendimento diferido (105.354) (21.452)

Imposto sobre o rendimento 44.552 42.253



A taxa de imposto utilizada para a valorização das di-ferenças tributárias à data de balanço do exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 foi de 26,5% (2007: 26,5%).

A reconciliação do montante de imposto do exercício é conforme segue:

2008 2007

Resultado consolidado antes de Imposto 171.980 187.460

Taxa de Imposto 26,5% 26,5%

45.575 49.677

Custos não dedutíveis 808 12.828

Rendimentos não tributáveis (3.170) (26.465)

Prejuízos gerados s/ Imposto diferido 1.317 -

Efeito correcção imposto diferido (460) 5.994

Tributação autónoma 483 219

44.552 42.253

Imposto s/ rendimento corrente 149.906 63.705

Imposto s/ rendimento diferido (105.354) (21.452)

Imposto s/ rendimento 44.552 42.253

Taxa efectiva de imposto 25,9% 22,5%

A taxa de imposto adoptada na determinação do montante de imposto nas demonstrações financeiras con-solidadas, é conforme segue:

32. Resultado por acçãoOs resultados por acção nos exercícios de 2008 e 2007

foram calculados como segue:

2008 2007

Taxa de imposto 25,00% 25,00%

Derrama 1,50% 1,50%

26,50% 26,50%

2008 2007

Resultado líquido considerado no cálculo do resultado por acção

(1) 127.427 145.208

N.º de acções ordinárias em circulação no período (Nota 20)

(2) 534.000.000 534.000.000

Efeito das acções próprias 477.322 -

(3) 533.522.678 534.000.000

Resultado básico por acção (euro por acção)

(1)/(3) 0,24 0,27

33. Dividendos por acção

Os dividendos pagos durante os exercícios de 2008 e 2007 foram de 87 milhões de euros (0,163 euros por acção) e 184 milhões de euros (0,345 euros por acção) respectivamente. Dos 184 milhões referentes ao resultado liquido de 2006, 87 milhões de euros foram pagos anteci-padamente em 2006 e 97 milhões em 2007.

34. Compromissos

Os compromissos assumidos pelo Grupo REN, à data do balanço do exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, são como segue:

34.1. Compromissos para investimentos

Os investimentos contratados ainda não ocorridos, na data do Balanço são como segue:

2008 2007

Linhas 27.992 49.429

Subestações 159.022 105.495

187.014 154.924



35. Contingências

O Grupo REN tem os seguintes passivos contingentes decorrentes das garantias bancárias prestadas, conforme segue:

Beneficiário Objecto Início 2008 2007

Comunidade Europeia Dar cumprimento a requisitos contratuais no âmbito de contrato de financiamento 16-12-2003 643 643

Comunidade Europeia Dar cumprimento a requisitos contratuais no âmbito de contrato de financiamento 04-12-2007 47 47

Tribunal da Comarca de Viseu Caução para expropriação de 63 parcelas para a subestação da Bodiosa 22-10-2004 206 206

Tribunal da Comarca de Braga e de C. Branco

Caução para expropriação de parcelas para as subestações de Pedralva e C. Branco15-02-2006 800 800

Câmara Municpal de Silves Caução para obras em Tunes 04-05-2006 352 352

Tribunal da Comarca da Anadia Caução para expropriação de 111 parcelas para a subestação do Paraimo 26-04-2005 432 432

Tribunal da Comarca de Gon-domar

Prestação de caução no âmbito do processo 1037/200109-11-2005 150 150

Tribunal da Comarca de Penela e Ansião

Caução para expropriação de 83 parcelas para a subestação do Penela30-06-2006 703 703

Tribunal da Comarca de Vieira do Minho

Caução para expropriação de 29 parcelas para a subestação de Frades3-08-2006 558 558

Tribunal da Comarca de Torres Vedras

Caução para expropriação de 11 parcelas para a subestação da Carvoeira13-12-2006 297 297

Tribunal da Comarca de Vila Pouca de Aguiar

Expropriação de 2 parcelas de terreno17-04-2007 81 81

Tribunal da Comarca de Tábua Expropiação de 28 parcelas de terreno par a subestação de Tábua 07-12-2007 171 171

Tribunal da Comarca de Macedo de Cavaleiros

Caução para expropriação de parcelas para a subestação de Olmos14-02-2007 190 190

OMEL - Operador del Mercado Español de Electricidad

Garantir pagamentos resultantes da intervenção como comprador no mercado Espanhol 2.000

MEFF Garantir pagamentos resultantes da intervenção como comprador no mercado Espanhol - 1

Direcção Geral dos Impostos Para caucionar processos de reembolso do IVA 29-05-2007 1.603

Direcção Geral de Geologia e Energia

Concessão das actividades do transporte do gás26-09-2006 20.000 20.000

Câmara Municipal do Seixal Garantia de processos em curso - 3.853 3.853

BEI Para garantir empréstimos - 369.581 443.454

Serviços de Finanças de Loures Caução de processos em curso - 924 1.306

Serviços de Finanças de Lisboa Caução de processo em curso - 1.081 1.278

Direcção Geral dos Impostos Caução para reembolso do IVA -trading 21-05-2008 288

Tribunal da Comarca de ArmamarCaução de processos em curso 03-11-2008 732

Tribunal da Comarca de Lisboa Caução de processos em curso 10-12-2008 115


Caução do pedido de atribuição de direitos de prospecção30-12-2008 1

403.204 476.123

A garantia prestada ao BEI refere-se à transferência para a REN dos empréstimos existentes nas empresas de gás.



36. Empresas Consolidadas

As Empresas do grupo incluídas na consolidação à data de 31 de Dezembro de 2008 são as seguintes:

% detida

Designação / Sede Actividade Data de referência(1)

Capital próprio

Activos Passivos Vol. de negócios

Lucro / (Prejuízo)

Grupo Individual Valor balanço

Segmento de Telecomunicações

"RENTELECOM - Comunica-ções S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Operador da rede de telecomunicações

Dez-08 1.304 6.683 5.379 4.168 308 100,00% 100,00% 1.304

Segmento da Electricidade

"OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Operador do mercado Ibérico de Energia (Pólo Português)

Dez-08 4.978 5.860 883 2.471 22 90,00% 90,00% 4.480

"OMIclear - Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Operador da Câmara de compensação para os contratos de futuros de electricidade

Dez-08 3.040 19.095 16.055 1.310 14 90,00% 0,00% 2.736

"REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Operador da rede nacional de transporte em muito alta tensão

Dez-08 686.999 2.361.878 1.674.879 831.500 43.709 100,00% 100,00% 686.999

"REN Trading, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Compra, venda, importa-ção e exportação de electricidade e de gás natural

Dez-08 6.065 88.485 82.420 893.539 5.631 100,00% 100,00% 6.065

Segmento do Gás Natural

"REN - Gasodutos, S.A. Estrada Nacional 116, km 32,25 - Vila de Rei - Bucelas"

Operador RNTGN e gere o negócio do gás natural

Dez-08 461.473 826.999 365.526 106.536 28.662 100,00% 100,00% 461.473

"REN - Armazenagem, S.A. Mata do Urso - Guarda Norte - Carriço - Pombal"

Desenvo l v imento , manutenção e utilização do armazenamento sub-terrâneo de gás natural

Dez-08 86.191 122.625 36.435 10.199 4.154 100,00% 100,00% 86.191

"REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. Terminal de GNL - Sines"

Responsável pela rega-seificação do GNL e pela manutenção e utilização do terminal de gás natural liquefeito

Dez-08 43.513 295.517 252.003 32.638 7.059 100,00% 100,00% 43.513

Joint ventures detidas pela REN Gasodutos, S.A.

Gasoduto Braga Tuy Transporte de gás Dez-08 6.885 18.791 11.905 3.687 1.168 51,00% 51,00% 3.511

Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga

Transporte de gás Dez-08 38.683 82.240 42.557 24.419 9.712 88,00% 88,00% 34.041

Outros

"REN - Serviços, S.A. Av. Estados Unidos da América, 55 - Lisboa"

Back Office Dez-08 83 3.426 3.343 15.646 33 100,00% 100,00% 83

1.330.397



37. Transacções com partes relacionadas

Em 31 de Dezembro de 2008, o Grupo REN encontra-se cotado na Euronext de Lisboa tendo como accionistas de referência, com transacções registadas, as seguintes entidades: Capitalpor, SGPS, (Estado), EDP e Caixa Geral de Depósitos (Nota 19).

A lista das entidades relacionadas é a seguinte:

Accionistas: Grupo EDP:EDP Energia de Portugal, S.A.EDP Distribuição- Energia, S.A.EDP Serviços Universal, S.A.EDP Valor-Gestão integrada de serviços, S.A. EDP-Gestão da Produção da EnergiaSÃvida, S.A.Labelec, S.A.Grupo CGD:Caixa Geral de DepósitosCaixa BIJoint-ventures:Sociedade Gasoduto Campo Maior-Leiria-BragaSociedade Gasoduto Braga-Tui

Durante o exercício, o Grupo REN efectuou as seguintes transacções com aquelas entidades:

37.1. Transacções e saldos com accionistas e as suas entidades participadas

O resumo detalhado das entidades relacionadas, no que respeita às entidades participadas pelos accionistas do Grupo REN é o seguinte:

Os valores apresentados como vendas de produtos estão reconhecidos em “Clientes e outras contas a rece-ber”, devido ao papel de intermediário da REN na compra e venda de electricidade.

Os valores apresentados como compras de produtos estão reconhecidos em “Clientes e outras contas a rece-ber”, devido ao papel de intermediário da REN na compra e venda de electricidade.

Saldos devedores e credoresNo final do exercício de 2008, os saldos resultantes

de transacções efectuadas com partes relacionadas são como segue:

Vendas de produtos e serviços

2008 2007

Vendas de produtos

Electricidade - EDP 796.796 1.463.365

796.796 1.463.365

Serviços prestados

Outros serviços - EDP 2.091 592

2.091 592

Compras de produtos e serviços

2008 2007

Compra de produtos

Electricidade - EDP 340.196 737.923

340.196 737.923

Compras de serviços

Serviços diversos - EDP 5.351 4.272

Juros de papel comercial - CGD 7.817 23.550

Comissões de empréstimos - CGD 266 377

Outros juros - CGD 22 3

13.456 28.202

2008 2007

Devedores

EDP - Saldo em Clientes 50.476 48.069

EDP - Saldo em Outros devedores 2.487 5.288

52.963 53.357

Credores

EDP -Saldo em Fornecedores 10.012 21.441

EDP - Saldo em Outros credores 2.240 3.140

CGD - Programa de Papel Comercial 630.000

12.252 654.581



37.2. Transacções e saldos com joint ventures

No final do exercício de 2008, as transacções e saldos com as entidades em joint venture (conforme referido na nota 10) são os seguintes:

37.3. Remuneração da Administração

O Conselho de Administração da REN foi considerado de acordo com a IAS 24 como sendo os únicos elementos “chave” da gestão do Grupo. Durante o exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, as remunerações auferidas pelo Conselho de Administração da REN ascenderam a 4 395 milhares de euros (2007: 2 511 milhares de euros).

A compra de serviços pelo Grupo REN refere-se aos valores pagos pelo transporte de gás natural através dos referidos gasodutos, de acordo com utilização da capacidade de cada gasoduto e do preço acordado entre os sócios da joint venture, a REN Gasodutos, S.A. e a Enagás.

Transacções2008 2007

Vendas de produtos e serviços

Prestação de serviços

Gasoduto Braga - Tuy 358 349

Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga 21.164 20.648

21.522 20.997

2008 2007

Compra de produtos e serviços

Compra de serviços



6.140 5.969

Saldos devedores e credores

2008 2007

Devedores


Gasoduto Campo Maior - Leiria - Braga 357 2.082

418 2.117

Credores



2.413 2.306

38. Eventos subsequentes

Em 6 de Fevereiro de 2009, a REN SGPS procedeu à emissão de novos instrumentos de dívida no montante de 300 milhões de euros, adicional à série emitida em Dezembro de 2008 pelo prazo de cinco anos ao abrigo do programa EMTN (European Medium Term Notes) com uma taxa de juro correspondente à mid swap rate, acrescida de 2,6%.

Em 19 de Dezembro de 2007, a REN foi notificada da apresentação junto da Câmara de Comércio Internacional de um requerimento de arbitragem pela Amorim Energia B.V. contra a REN, no qual é imputada à REN a violação de obrigações emergentes ou relacionadas com o “Shareholders Agreement relating to GALP ENERGIA, SGPS, S.A.” (“Acordo Parassocial”) celebrado em 29 de Dezembro de 2005 entre a REN, a AMORIM e a ENI PORTUGAL INVESTMENT, S.p.A.. O local da arbitragem é Paris, França.

Em síntese, a Amorim Energia B.V. alega que os actos ilícitos supostamente praticados pela REN lhe causaram um dano no montante dos dividendos distribuídos pela GALP relativamente aos lucros de 2005 e recebidos pela REN em Julho de 2006 na qualidade de accionista da GALP (Euros 40.669.797,82 “Dividendos”). Subsidiariamente, a Amorim Energia BV pede uma indemnização no montante recebido pela REN em resultado de um mecanismo de actualização constante do Acordo Parassocial consistente na aplicação da taxa Euribor a 3 meses sobre o preço a pagar pela Amorim Energia B.V. pela sua participação social na GALP (Euros 20.644.972,00). A Amorim Energia

2008 2007

Salários e outros benefícios de curto prazo 4.395 2.511

4.395 2.511



2. Litígio entre REN-Redes Energéticas Nacionais (SGPS) S.A. e Galp-Gás Natural, S.A., GDP-Gás de Portugal, SGPS, S.A. e Galp Energia SGPS, S.A. Sociedade Aberta (em conjunto designadas “GALP”).

De acordo com os contratos celebrados entre as partes, a aquisição dos activos regulados de gás natural ocorreu em Setembro de 2006, tendo a REN pago à GALP um preço base global no montante de 526.254.679,52 Euros. O referido preço base estava contratualmente sujeito a um mecanismo de ajustamento através do recurso a avaliações realizadas por três bancos internacionais de primeira ordem, após a entrada em vigor do novo quadro regulatório do sector do gás natural. Nos termos do referido mecanismo de ajustamento, o preço final dos activos regulados do sector do gás natural corresponde à média aritmética das três avaliações realizadas pelos bancos avaliadores, salvo se qualquer uma das avaliações diferisse em mais de 20% em relação à média das três, caso em que essa avaliação seria desconsiderada.

Em Junho de 2007, os três bancos avaliadores produziram os respectivos relatórios de avaliação. Nenhuma das avaliações se afastou da média em mais do que 20%. Tendo em conta a média aritmética das três avaliações, o montante que entretanto havia sido já pago pela REN e os encargos financeiros contratualmente acordados, o ajustamento do preço da compra e venda dos activos regulados foi fixado em 24.026.484,87 Euros, montante esse que a REN pagou à GALP no início de Julho de 2007.

Através de carta datada de 9 de Junho de 2008, a REN, nos termos dos contratos celebrados entre as partes, foi notificada da intenção das demandantes em promoverem a constituição de um tribunal arbitral destinado a dirimir a divergência suscitada por aquelas quanto ao montante do ajustamento do preço dos activos regulados resultante das avaliações realizadas pelos três bancos avaliadores.

Entretanto, foi constituído o respectivo Tribunal Arbitral e, em 20 de Novembro de 2008, a GALP apresentou a sua petição inicial. Em síntese, a GALP alega que a avaliação realizada por um dos bancos não se conformou com os critérios contratualmente estabelecidos, devendo por isso ser desconsiderada para efeitos de cálculo do ajustamento do preço da compra e venda dos activos regulados. A GALP alega ainda que as avaliações realizadas pelos outros dois bancos cometeram certos erros técnicos que deveriam ser corrigidos pelo Tribunal Arbitral.

B.V. pede ainda a condenação da REN no pagamento de juros de mora à taxa legal contados desde a apresentação do requerimento de arbitragem até integral pagamento das quantias reclamadas ou num ajustamento em função da taxa de inflação desde 12 de Setembro de 2006 até integral pagamento das quantias reclamadas.

É, no entanto, necessário notar que, durante o ano de 2006, REN e Amorim Energia B.V. mantiveram um diferendo quanto a saber a quem pertencia o valor correspondente aos Dividendos à luz das disposições do Acordo Parassocial. Em 15 de Junho de 2007, o Tribunal Arbitral especialmente constituído para o efeito por acordo das partes proferiu acórdão julgando totalmente improcedente a acção movida pela Amorim Energia B.V. e reconhecendo o direito da REN a manter os referidos Euros 40.669.797,82 não os deduzindo ao preço recebido pela venda das acções representativas de 18,3% do capital social da GALP. O acórdão arbitral é final e transitou em julgado.

A REN contestou a jurisdição de um Tribunal Arbitral a funcionar sob a égide da CCI para apreciar qualquer dos pedidos formulados pela Amorim Energia B.V., tendo também sustentado a inadmissibilidade dos pedidos formulados pela Amorim Energia B.V., nomeadamente em virtude de renúncia e/ou violação do caso julgado do acórdão arbitral proferido em Lisboa a 15 de Junho de 2007 e, em qualquer caso, se o Tribunal entender pronunciar-se sobre o mérito do Requerimento de Arbitragem, defendeu a sua improcedência total por falta de fundamento.

O Tribunal Arbitral encontra-se constituído e, em Junho de 2008, a Acta de Missão/Termos de Referência foram assinados pelos membros do Tribunal e pelos representantes das partes. Após a apresentação dos articulados, a audiência de julgamento realizou-se no início de Fevereiro de 2009. O Tribunal Arbitral proferirá uma decisão sobre a sua jurisdição e sobre a admissibilidade dos pedidos formulados pela Amorim Energia. Caso entenda possuir jurisdição, o Tribunal pronunciar-se-á sobre o mérito desses pedidos.

É entendimento da REN que o referido procedimento arbitral não determina a existência de uma obrigação presente, na medida em que é (pelo menos) mais provável que não implique o reconhecimento ou constituição de qualquer obrigação para a REN face à Amorim Energia B.V. relativamente aos pedidos formulados do que a situação inversa (a de procedência total ou parcial da acção arbitral).



A GALP pede que a REN seja condenada no pagamento de 40.697.947,78 Euros, acrescidos de juros vencidos no montante de 4.033.552,00 e juros vincendos até integral pagamento. Subsidiariamente, a GALP pede que a REN seja condenada no pagamento de 26.864.500,00 Euros, acrescidos de juros vencidos no montante de 2.662.526,00 e juros vincendos até integral pagamento. Subsidiariamente, a GALP pede que a REN seja condenada no pagamento de 12.232.708,00 Euros, acrescidos de juros vencidos no montante de 1.212.377,00 e juros vincendos até integral pagamento.

Em Janeiro de 2009, a REN apresentou a sua contestação. Em síntese, a REN sustenta que, nos termos legais e contratuais aplicáveis ao caso, as avaliações realizadas pelos bancos avaliadores não são sindicáveis nos termos pretendidos pela GALP, nomeadamente tendo em conta que nenhuma das avaliações difere em mais de 20% da média das três avaliações. A REN sustenta ainda que a avaliação posta em causa pela GALP cumpre integralmente os critérios contratualmente estabelecidos não existindo fundamento para que a mesma seja desconsiderada.

A REN conclui que nenhum dos pedidos formulados pela GALP tem fundamento e considera que o Tribunal Arbitral deve julgar a acção totalmente improcedente.

Aguarda-se a marcação do julgamento, após o que o Tribunal Arbitral proferirá acórdão arbitral.

Declaração de Conformidade 133


Declaração de Conformidade

134 Declaração de Conformidade


José Isidoro d’Oliveira Carvalho Netto (Administrador)Filipe Maurício de Botton (Administrador)José Luís Alvim Marinho (Presidente da Comissão de Auditoria)José Frederico Vieira Jordão (Membro da Comissão de Auditoria)Fernando António Portela Rocha de Andrade (Mem-bro da Comissão de Auditoria)


8. Declaração de Conformidade

Declaração Prevista no Artigo 245.º, n.º 1, alínea c) do Código dos Valores Mobiliários

Nos termos e para os efeitos do disposto no Artigo 245.º, n.º 1, alínea c) do Código dos Valores Mobiliários, cada um dos membros do Conselho de Administração da REN Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A., abaixo identificados nominativamente, subscreveu a declaração que a seguir se transcreve:1

“Declaro, nos termos e para os efeitos previstos no Artigo 245.º, n.º 1, alínea c) do Código de Valores Mobiliários que, tanto quanto é do meu conhecimento, actuando na qualidade e no âmbito das funções que se me encontram atribuídas e com base na informação que me foi disponibilizada no seio do Conselho de Administração e/ou da Comissão Executiva, consoante aplicável, as demonstrações financeiras condensadas foram elaboradas em conformidade com as normas contabilísticas aplicáveis, dando uma imagem verdadeira e apropriada do activo e do passivo, da situação financeira e dos resultados da REN-Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. e das empresas incluídas no seu perímetro da consolidação, e que o relatório de gestão relativo ao exercício social de 2008 expõe fielmente os acontecimentos importantes ocorridos naquele período e o impacto nas respectivas demonstrações financeiras, contendo igualmente uma descrição dos principais riscos e incertezas para o exercício seguinte.”

José Rodrigues Pereira dos Penedos (Presidente)Aníbal Durães dos Santos (Administrador Executivo)Victor Manuel da Costa Antunes Machado Baptista (Administrador Executivo)Rui Manuel Janes Cartaxo (Administrador Executivo)Fernando Henrique Viana Soares Carneiro (Adminis-trador Executivo)Luís Maria Atienza Serna (Administrador)Gonçalo José Zambrano de Oliveira (Administrador)Manuel Carlos Mello Champalimaud (Administrador)

1Os originais das declarações individuais referidas encontram-se disponíveis para consulta na sede da sociedade.

Demonstrações Financeiras Individuais 135


Demonstrações Financeiras Individuais

136 Demonstrações Financeiras Individuais


9. Demonstrações Financeiras Individuais

As Notas nas páginas 140 a 164 fazem parte integrante destas demonstrações financeiras separadas.

Balanço

Exercício findo em

Nota 2008 2007

Activo

Não corrente

Activos fixos tangíveis 7 340 207

Participações em filiais 8 1.102.856 1.102.856

Activos por impostos diferidos 9 959 -

Activos financeiros disponíveis para venda 11 85.890 58.534

Outras contas a receber 12 220.020 -

1.410.065 1.161.596

Corrente

Outras contas a receber 12 1.192.454 24.486

Imposto sobre o rendimento a receber - 15.354

Instrumentos financeiros derivados 13 876 -

Caixa e equivalentes de caixa 14 7.578 1.251

1.200.908 41.091

Total do Activo 2.610.973 1.202.687

Capital Próprio

Capital e reservas atribuíveis aos detentores de capital

Capital social 15 534.000 534.000

Acções próprias 15 (6.619) -

Outras reservas 16 164.160 152.590

Resultados acumulados 16 161.061 242.672

Resultado do período atribuível a detentores de capital 16 (1.513) 30.740

Total capital próprio 851.089 960.002

Passivo

Não corrente

Empréstimos 17 1.154.668 96

Passivos por impostos diferidos 9 232 1.139

Provisões para outros riscos e encargos - -

1.154.900 1.235

Corrente

Empréstimos 17 491.391 150.222

Fornecedores e outras contas a pagar 18 21.201 91.227

Imposto sobre o rendimento a pagar 92.391 -

604.983 241.449

Total Passivo 1.759.883 242.685

Total do capital próprio e passivo 2.610.973 1.202.687

Demonstrações Financeiras Individuais 137




Demonstração dos resultados

Demonstração dos Rendimentos e Gastos reconhecidos no exercício

Exercício findo em

2008 2007

Ganhos em activos financeiros disponíveis para venda, valor bruto (15.838) 8.600

Imposto sobre os itens registados directamente em capital 2.099 (1.139)

Resultado reconhecido directamente em capital (13.740) 7.460

Lucro do período (1.513) 30.740

Resultado Total do Período (15.252) 38.201

Exercício findo em

Nota 2008 2007

Prestações de serviços 25.1 9.485 2.339

Fornecimentos e serviços externos 19 e 25.2 (4.973) (5.043)

Custos com pessoal (4.204) (2.006)

Depreciações (49) (11)

Provisões para riscos e encargos - 40.670

Outros custos operacionais (1.001) (377)

Outros proveitos operacionais 2.358 32

Total custos (7.869) 33.265

Resultado operacional 1.616 35.603

Custos de financiamento 20, 25.2 e 25.3 (61.687) (3.088)

Proveitos financeiros 20 e 25.1 58.802 1.439

Resultados antes de impostos (1.269) 33.955

Imposto do período 21 (244) (3.214)

Resultado Líquido do período (1.513) 30.740

Resultado por acção (expresso em euros por acção)

- básico 22 (0,0028) 0,0576

- diluído 22 (0,0028) 0,0576

138 Demonstrações Financeiras Individuais


Demonstração dos fluxos de caixa

Exercício findo em

2008 2007

Fluxos de caixa das actividades operacionais

Recebimentos de clientes 97.836 94.522

Pagamentos a fornecedores (141.919) (11.551)

Pagamentos ao pessoal (3.859) (3.338)

Pagamento do imposto sobre o rendimento 12.362 (57.460)

Fluxos de caixa líquidos das actividades operacionais (35.580) 22.173

Fluxos de caixa das actividades de investimento


Investimentos financeiros 6.097 -

Activos fixos tangíveis - -

Juros e proveitos similares - -

Dividendos - -


Empréstimos a filiais (1.090.423) (40.539)

Investimentos financeiros (43.425) -

Activos fixos tangíveis (85) (216)

Fluxos de caixa líquidos das actividades de investimento (1.127.837) (40.755)

Fluxos de caixa das actividades de financiamento


Empréstimos obtidos 16.170.924 600.000

Juros 3.309 -


Empréstimos obtidos (14.944.916) (450.000)

Suprimentos - -

Juros e custos similares (59.592) (2.934)

Dividendos - (97.000)

Fluxos de caixa líquidos das actividades de financiamento 1.169.725 50.067

Aumento líquido (diminuição) do caixa e equivalentes de caixa 6.309 31.485

Caixa e equivalentes de caixa no início do período 1.084 (30.401)

Caixa e equivalentes de caixa no final do período 7.393 1.084


Anexo às Demonstrações Financeiras Individuais 139


Anexo às demonstrações financeiras individuais

140 Anexo às Demonstrações Financeiras Individuais


Esta empresa tem por objecto a compra, venda, importação e exportação de energia eléctrica e a compra e venda de potência e de serviços de sistema no âmbito da gestão de contratos de aquisição de energia de longo prazo (CAE), bem como a compra e venda de gás natural e de outros combustíveis para a optimização da gestão e dos custos associados aos mesmos contratos através de operações em mercados organizados e sistemas de leilão ou mediante contratos bilaterais.

Negócio Gás

REN Gasodutos, S.A.Foi constituída em cumprimento com a determinação

do Governo na Resolução do Conselho de Ministros n.º 85/2006, publicada no Diário da República n.º 125, série B, de 30 de Junho, por escritura celebrada em 26 de Setembro de 2006.

O seu objecto social é o transporte de gás natural em alta pressão e a gestão técnica global do Sistema Nacional de Gás Natural, tendo em vista a segurança e a continuidade do abastecimento de gás natural no território do continente.

Cabe a esta empresa a gestão e exploração da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, compreendendo o transporte de gás natural, o planeamento, a construção, a manutenção e a operação das infra-estruturas e instalações necessárias para o efeito, de acordo com a lei e a concessão de serviço público de que é titular, bem como quaisquer outras actividades correlacionadas.

O capital social da REN – Gasodutos, S.A. é de 404 931 169,86 euros, representado por 404 931 169 acções com o valor nominal de um euro cada uma. Em 31 de Junho de 2007 a totalidade do capital era detida pela REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.

A REN Gasodutos, S.A. detém uma participação em duas sociedades criadas em “joint venture” com uma empresa espanhola de transporte de gás, a Enagás, S.A., às quais a REN Gasodutos cedeu os direitos de transporte sobre gasodutos específicos (Braga - Tuy e Campo Maior - Leiria - Braga).

REN Armazenagem, S.A.Foi constituída em cumprimento do determinado pelo

Governo na Resolução do Conselho de Ministros n.º 85/2006, publicada no Diário da República n.º 125, série B, de 30 de Junho, por escritura celebrada em 26 de Setembro de 2006.

10. Anexo às demonstrações finan-ceiras individuais (Montantes expressos em milhares de euros - mEuros)

1 . Informação geralA REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS,

S.A. (referida neste documento como “REN SGPS” ou “Empresa”), com morada na Avenida Estados Unidos da América, 55 – 12.º, Lisboa, resultou da transformação em 5 de Janeiro de 2007, da REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A. numa sociedade gestora de participações financeiras.

Em simultâneo com a operação de transformação foi efectuada a cisão do negócio da Electricidade, que estava atribuído à REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A., para a empresa do grupo REN – Serviços de Rede, S.A., que foi posteriormente redenominada para REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.

A REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. é a empresa “holding” do grupo REN, que está organizado em dois negócios principais: a Electricidade e o Gás, e em dois negócios secundários: as Telecomunicações e a Ges-tão do Mercado de Derivados de Electricidade.

Negócio Electricidade

REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.Empresa constituída por escritura celebrada em 26 de

Setembro de 2006, tendo ocorrido um aumento do capital social, em 5 de Janeiro de 2007, por transferência dos activos e passivos respeitantes à concessão da exploração da Rede Nacional de Transporte de Electricidade em Muito Alta Tensão (RNT).

Esta empresa tem por objecto o transporte de elec-tricidade e a gestão técnica global do Sistema Eléctrico Nacional, tendo em vista a segurança e a continuidade do abastecimento de electricidade no território do continente e proceder à gestão e exploração da Rede Nacional de Transporte de Electricidade, compreendendo o transporte de electricidade, o planeamento, a construção, a manu-tenção e a operação das infra-estruturas e instalações ne-cessárias para o efeito, de acordo com a lei e a concessão do serviço público de que é titular.

REN Trading, S.A.Empresa constituída por escritura em 13 de Junho de 2007.



Gestão do Mercado de Derivados de Electricidade

OMIP – Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A.Constituída ao abrigo do Despacho n.º 360/ME/2003,

de 6 de Junho, do Senhor Ministro da Economia, e por escritura pública lavrada em 16 de Junho de 2003, a empresa iniciou a sua actividade em 10 de Dezembro de 2003, tendo por objecto a organização e gestão de um sistema de suporte para a realização de transacções e liquidações no âmbito do Mercado Ibérico de Energia, competindo-lhe, nomeadamente:

a) a gestão do mercado organizado de contratação de energia a prazo;

b) a intermediação dos agentes para efeitos de relacionamento comercial no âmbito do Mercado Ibérico de Electricidade;

c) a gestão de outros mercados de produtos de base energética;

d) a prestação de serviços de liquidação no âmbito dos mercados organizados de energia;

e) a prestação de serviços de liquidação para transacções padronizadas em mercados não organizados de energia;

f) a prestação de serviços de organização de merca-dos no âmbito da operação do sistema eléctrico.

Devido aos atrasos no arranque do MIBEL – Mercado Ibérico de Electricidade, a OMIP apenas começou a operar em 3 de Julho de 2006.

O capital social da OMIP é de 2 500 000 euros, representado por 250 000 acções com o valor nominal de 10 euros cada uma, o qual, em 31 de Dezembro de 2008, era detido em 90% pela REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. e em 10% pela Omel – Compañia Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A.

A OMIP detém a totalidade do capital da empresa, OMIClear.- Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S.A., que tem como objecto social a compensação de operações a prazo, nomeadamente futuros e opções.

Outros

A REN SGPS, possui ainda uma participação na empresa REN – Serviços, S.A., que tem por objecto a prestação de quaisquer serviços genéricos de apoio administrativo, financeiro, regulativo, de gestão de pessoal, processamento de salários, gestão e manutenção de património mobiliário e imobiliário, negociação e aprovisionamento de consumíveis

Esta empresa tem por objecto social o armazenamento subterrâneo de gás natural e a construção, exploração e manutenção das infra-estruturas e instalações necessárias para o efeito, de acordo com a lei e a concessão de serviço público de que é titular, bem como quaisquer outras actividades correlacionadas.

O capital social da REN – Armazenagem, S.A. é de 76 385 561,71 euros, representado por 76 385 561 acções com o valor nominal de um euro cada uma. Em 31 de Dezembro de 2007 a totalidade do capital era detida pela REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A.A empresa foi constituída em 14 de Abril de 1999.

Por escritura celebrada em 26 de Setembro de 2006, foi alterada a sua denominação social para REN – Atlântico, Terminal de GNL, S.A. O seu objecto social é a recepção, o armazenamento e regaseificação de gás natural liquefeito (GNL) em terminal oceânico de GNL, e a construção, exploração e manutenção das infra-estruturas e instalações necessárias para o efeito, de acordo com a lei e a concessão de serviço público de que é titular, bem como quaisquer outras actividades correlacionadas.

O capital social é de 13 000 000 euros, representado por 13 milhões de acções com valor nominal de um euro cada uma. O capital, em 31 de Dezembro de 2007, era detido na sua totalidade pela REN- Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.

Telecomunicações

RENTELECOM – Comunicações, S.A.Constituída ao abrigo do Despacho n.º 128/2001, de 22

de Outubro, do Senhor Ministro da Economia, e por escritura pública lavrada em 7 de Dezembro de 2001, a empresa iniciou a sua actividade em 1 de Janeiro de 2002, tendo por objecto o estabelecimento, a gestão e a exploração de infra-estruturas e sistemas de telecomunicações, a prestação de serviços de comunicações, bem como o exercício de quaisquer actividades que sejam complementares, subsidiárias ou acessórias daquelas, directamente ou através de constituição ou participações em sociedades.

O capital social da RENTELECOM é de 100 000 euros, representado por 20 000 acções com o valor nominal de 5 euros cada uma, o qual, em 31 de Dezembro de 2008, era detido na sua totalidade pela REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.



pressupostos e julgamentos críticos no processo da determinação das políticas contabilísticas a adoptar pela REN SGPS, com impacto significativo no valor contabilístico dos activos e passivos, assim como nos rendimentos e gastos do período de reporte.

Apesar de estas estimativas serem baseadas na melhor experiência do Conselho de Administração e nas suas melhores expectativas em relação aos eventos e acções correntes e futuras, os resultados actuais e futuros podem diferir destas estimativas. As áreas que envolvem um maior grau de julgamento ou complexidade, ou áreas em que pressupostos e estimativas sejam significativos para as demonstrações financeiras são apresentadas na Nota 6.

Novas normas: a) Existem novas normas, alterações e interpretações

efectuadas a normas existentes, que apesar de já estarem publicadas, a sua aplicação apenas é obrigatória para períodos anuais que se iniciem a partir de 1 de Julho de 2008 ou em data posterior, que a REN SGPS decidiu não adoptar antecipadamente:

IFRS 8, ‘Segmentos Operacionais’ (a aplicar para •os exercícios que se iniciem em ou após de 1 de Janeiro de 2009). Esta norma não tem impacto nas demonstrações financeiras da empresa. IAS 23 (alteração), ‘Custos de empréstimos obtidos’ •(a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta alteração não deverá ter impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS. IFRS 2 (alteração), ‘Pagamentos baseados em •acções’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta alteração não tem impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS. IFRS 3 (revisão), ‘Concentrações de actividades’ e IAS •27 (revisão), ‘Demonstrações financeiras separadas e consolidadas’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Julho de 2009). Esta revisão ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, devendo ser aplicada às concentrações de actividade futuras a registar pela REN SGPS. IAS 1 (revisão), ‘Apresentação das demonstrações •financeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). A revisão à IAS 1 será adoptada pela Empresa em 1 de Janeiro de 2009.

ou serviços e, em geral, quaisquer outros do mesmo tipo, usualmente designados por serviços de back–office, de forma remunerada, tanto a empresas que estejam com ela em relação de grupo como quaisquer terceiros.

1.1. Aprovação das demonstrações financeiras separadas

Estas demonstrações financeiras separadas foram aprovadas pelo Conselho de Administração, na reunião de 20 de Fevereiro de 2009. É da opinião do Conselho de Administração que estas demonstrações financeiras reflectem de forma verdadeira e apropriada as operações da REN SGPS, bem como a sua posição e performance financeira e fluxos de caixa.

2. Base de preparação

Estas demonstrações financeiras constituem as primeiras demonstrações financeiras separadas preparadas pela Empresa de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro adoptadas pela União Europeia (“IFRS”), emitidas e em vigor ou emitidas e adoptadas à data de 1 de Janeiro de 2008, e de acordo com a IFRS 1 – Adopção pela primeira vez das normas internacionais de relato financeiro. A data de transição é o dia 1 de Janeiro de 2007, tendo a Empresa preparado o balanço de abertura a essa data. As demonstrações financeiras separadas da REN SGPS foram preparadas de acordo com os princípios contabilísticos geralmente aceites em Portugal (POC) até 31 de Dezembro de 2007.

Na preparação das demonstrações financeiras separadas de 31 de Dezembro de 2008, o Conselho de Administração alterou determinados critérios de contabilização e valorização para estar em conformidade com as “IFRS”. Os valores comparativos relativos ao exercício de 2007 foram re-expressos para reflectir estes ajustamentos. A reconciliação e descrição dos impactos da transição do normativo anterior (POC) para as “IFRS” no Capital próprio e Resultado do exercício e Fluxos de caixa são apresentados na Nota 4.

Na preparação das demonstrações financeiras consolidadas a REN SGPS seguiu a convenção dos custos históricos, modificada, quando aplicável, pela reavaliação de activos financeiros disponíveis para venda.

A preparação das demonstrações financeiras em conformidade com as IFRS requer o uso de estimativas,



após 1 de Julho de 2009). Esta interpretação ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, pelo que apenas será aplicada pela Empresa nos exercícios em que se torne efectiva.

b) As interpretações identificadas abaixo, são de aplicação obrigatória pelo IASB, para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2008, no entanto, a sua aplicação não foi efectuada por ainda estar pendente da adopção pela União Europeia:

IFRIC 12, ‘Serviços de concessão’. Esta interpreta-•ção não tem impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS.

c) O impacto da adopção das normas e interpretações que se tornaram efectivas no período iniciado em 1 de Janeiro de 2008, é como segue:

IFRIC 11, IFRS 2 – Operações com acções próprias. •Sem impacto nas demonstrações da REN SGPS.IAS 39, ‘Instrumentos financeiros: reconhecimento e •mensuração’, permitida a alteração à classificação de activos financeiros ao justo valor por via de resultados, em condições específicas. Sem impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS.

3. Resumo das principais políticas conta-bilísticas

As principais políticas de contabilidade aplicadas na elaboração das demonstrações financeiras são as que abaixo se descrevem. Estas políticas foram consistente-mente aplicadas a todos os exercícios apresentados, salvo indicação contrária.

3.1. Participações em filiais

Filiais são todas as entidades (incluindo as entidades com finalidades especiais) sobre as quais a REN SGPS tem o poder de decidir sobre as políticas financeiras ou operacionais, a que normalmente está associado o controlo, directo ou indirecto, de mais de metade dos direitos de voto. A existência e o efeito de direitos de voto potenciais que sejam correntemente exercíveis ou convertíveis são considerados quando se avalia se a REN SGPS detém o controlo sobre uma entidade. As entidades que se qualificam como filiais encontram-se listadas na Nota 8.

IAS 32 (alteração), ‘Instrumentos financeiros: •apresentação’ e consequente alteração à IAS 1- ‘Apresentação das demonstrações financeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta alteração ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, no entanto, não se estima qualquer impacto da sua aplicação nas demonstrações financeiras da REN SGPS. IFRS 1 (alteração), Adopção pela primeira vez das IFRS’ •e consequente alteração à IAS 27 ‘Demonstrações financeiras separadas e consolidadas’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta alteração ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, no entanto não se estima qualquer impacto da sua aplicação nas demonstrações financeiras da REN SGPS.· Melhoria anual das normas em 2008 (a aplicar maio-•ritariamente para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Estas melhorias ainda não se encontram adoptadas pela União Europeia, pelo que apenas serão aplicadas pela Empresa nos exercícios em que se tornem efectivas.IFRIC 13, ‘Programas de fidelização de clientes’ (a •aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Julho de 2008). Esta interpretação não tem impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS. IFRIC 14, ‘Limitação aos activos decorrentes de •planos de benefícios definidos e a sua interacção com requisitos de contribuições mínimas’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2008). Esta interpretação não tem impacto nas demonstrações financeiras da REN SGPS. IFRIC 15, ‘Contratos para a construção de imóveis’ (a •aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Janeiro de 2009). Esta interpretação ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, no entanto não se estima qualquer impacto da sua aplicação nas demonstrações financeiras da REN SGPS.IFRIC 16, ‘Cobertura de investimentos em operações •estrangeiras’ (a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou após 1 de Outubro de 2008). Esta interpretação ainda não se encontra adoptada pela União Europeia, no entanto não se estima qualquer impacto da sua aplicação nas demonstrações financeiras da REN SGPS.IFRIC 17, ‘Distribuições em espécie aos accionistas’ •(a aplicar para os exercícios que se iniciem em ou



grandes reparações, que façam aumentar a vida útil dos activos são reconhecidos no custo do activo.

Os encargos com reparações e manutenção de natureza corrente são reconhecidos como um gasto do período em que são incursos.

Os activos fixos tangíveis são depreciados de forma sistemática com base no método das quotas constantes, pelo período da vida útil estimada.

As vidas úteis estimadas para os activos fixos tangíveis mais significativos são conforme segue:

As participações em filiais são registadas ao custo de aquisição, deduzido de dividendos pré-aquisição e eventuais perdas de imparidade. Os dividendos recebidos das filiais são registados como um rendimento do exercício, quando o direito do accionista for estabelecido, o que geralmente ocorre por decisão da Assembleia Geral da filial.

3.2. Conversão cambial

i) Moeda funcional e de apresentação Os itens incluídos nas demonstrações financeiras

da REN SGPS estão mensurados na moeda do ambiente económico em que a entidade opera (moeda funcional), o euro. As demonstrações financeiras separadas da REN SGPS e respectivas notas deste anexo são apresentadas em milhares de euros, salvo indicação explícita em contrário.

ii) Transacções e saldos As transacções em moedas diferentes do euro são

convertidas na moeda funcional utilizando as taxas de câmbio à data das transacções. Os ganhos ou perdas cambiais resultantes da liquidação das transacções bem como da conversão pela taxa de câmbio à data do balanço, dos activos e dos passivos monetários denominados em moeda estrangeira, são reconhecidos na demonstração dos resultados, na rubrica de custos de financiamento, se relacionadas com empréstimos ou em outros ganhos ou perdas operacionais, para todos os outros saldos/transacções.

3.3. Activos fixos tangíveis

Os activos tangíveis encontram-se valorizados ao custo deduzido de depreciações e perdas por imparidade acumuladas. Este custo inclui o custo estimado à data de transição para IFRS, e os custos de aquisição para activos obtidos após essa data.

O custo de aquisição inclui o preço de compra do activo, as despesas directamente imputáveis à sua aquisição e os encargos suportados com a preparação do activo para a sua entrada em funcionamento. Os custos financeiros incorridos com empréstimos obtidos para a construção de activos tangíveis são reconhecidos como custo da aquisição/construção do activo.

Os custos subsequentes incorridos com renovações e

As vidas úteis dos activos são revistas no final do ano para cada activo, para que as depreciações praticadas estejam em conformidade com os padrões de consumo dos activos. Alterações às vidas úteis são tratadas como uma alteração de estimativa contabilística e são aplicadas prospectivamente.

Os ganhos ou perdas na alienação dos activos são determinados pela diferença entre o valor de realização e o valor contabilístico do activo, sendo reconhecidos na demonstração dos resultados.

3.4. Activos financeiros

O Conselho de Administração determina a classifica-ção dos activos financeiros, na data do reconhecimento inicial de acordo com o objectivo da sua compra, reava-liando esta classificação a cada data de relato.

Os activos financeiros podem ser classificados como:a) Activos financeiros ao justo valor por via de resultados

-incluem os activos financeiros não derivados detidos para negociação respeitando a investimentos de curto prazo e activos ao justo valor por via de resultados à data do reconhecimento inicial;

b) Empréstimos concedidos e contas a receber – inclui os activos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis não cotados num mercado activo;

c) Investimentos detidos até à maturidade – incluem os

Anos

Equipamento de Transporte Entre 4 e 6 anos

Equipamento Administrativo Entre 3 e 10 anos



e são reconhecidos ao custo amortizado usando a taxa efectiva de juro, deduzidos de qualquer perda de imparidade. O ajustamento pela imparidade de contas a receber é efectuado quando existe evidência objectiva de que o Grupo não terá a capacidade de receber os montantes em dívida de acordo com as condições iniciais das transacções que lhe deram origem.

A REN SGPS avalia a cada data de relato, se existe evidência objectiva de que os activos financeiros sofreram perda de valor. No caso de participações de capital classificadas como disponíveis para venda, um decréscimo significativo ou prolongado do justo valor abaixo do seu custo é considerado como um indicador de que o activo financeiro está em situação de imparidade. Se existir evidência de perda de valor para activos financeiros disponíveis para venda, a perda acumulada – calculada pela diferença entre o custo de aquisição e o justo valor corrente, menos qualquer perda de imparidade desse activo financeiro reconhecida previamente em resultados – é retirada do capital próprio e reconhecida na demonstração dos resultados. As perdas de imparidade de instrumentos de capital reconhecidas em resultados não são reversíveis na demonstração dos resultados.

Os activos financeiros são desreconhecidos quando os direitos ao recebimento dos fluxos monetários originados por esses investimentos expiram ou são transferidos, assim como todos os riscos e benefícios associados à sua posse.

3.5. Caixa e equivalentes de caixa

O caixa e equivalentes de caixa incluem caixa, depó-sitos bancários, outros investimentos de curto prazo, de liquidez elevada e com maturidades iniciais até 3 meses, e descobertos bancários. Os descobertos bancários são apresentados no Balanço, no passivo corrente, na rubrica “Empréstimos obtidos correntes”, e são considerados na elaboração da demonstração consolidada dos fluxos de caixa, como caixa e equivalentes de caixa.

3.6. Capital social

As acções ordinárias são classificadas no capital próprio.

Os custos directamente atribuíveis à emissão de no-vas acções ou opções são apresentados no capital pró-prio como uma dedução, líquida de impostos, ao mon-tante emitido.

activos financeiros não derivados com pagamentos fixos ou determináveis e maturidades fixas, que a entidade tem intenção e capacidade de manter até à maturidade;

d) Activos financeiros disponíveis para venda – incluem os activos financeiros não derivados que são designados como disponíveis para venda no momento do seu reconhecimento inicial ou não se enquadram nas categorias acima referidas. São reconhecidos como activos não correntes excepto se houver intenção de alienar nos 12 meses seguintes à data do balanço.

Compras e vendas de investimentos em activos financeiros são registadas na data da transacção, ou seja, na data em que a REN SGPS se compromete a comprar ou a vender o activo.

Activos financeiros ao justo valor por via de resultados são reconhecidos inicialmente pelo justo valor, sendo os custos da transacção reconhecidos em resultados. Estes activos são mensurados subsequentemente ao justo valor, sendo os ganhos e perdas resultantes da alteração do justo valor, reconhecidos nos resultados do período em que ocorrem na rubrica de custos financeiros líquidos, onde se incluem também os montantes de rendimentos de juros e dividendos obtidos.

Activos financeiros disponíveis para venda são reconhecidos inicialmente ao justo valor acrescido dos custos de transacção. Nos períodos subsequentes, são mensurados ao justo valor sendo a variação do justo valor reconhecida na reserva de justo valor no capital. Os dividendos e juros obtidos dos activos financeiros disponíveis para venda são reconhecidos em resultados do período em que ocorrem, na rubrica de outros ganhos operacionais, quando o direito ao recebimento é estabelecido.

O justo valor de activos financeiros cotados é baseado em preços de mercado (“bid”). Se não existir um mercado activo, a REN SGPS estabelece o justo valor através de técnicas de avaliação. Estas técnicas incluem a utilização de preços praticados em transacções recentes, desde que as condições de mercado permitam a comparação com instrumentos substancialmente semelhantes, e o cálculo de cash flows descontados quando existe informação disponível, privilegiando informação de mercado em detrimento da informação interna da entidade visada.

Empréstimos concedidos e contas a receber são classificados no balanço como “Outras contas a receber”,



depende da designação que é feita dos instrumentos financeiros derivados. Quando se tratem de instrumentos financeiros derivados de negociação, os ganhos e perdas de justo valor são reconhecidos no resultado do exercício nas rubricas de custos ou proveitos financeiros. Quando designados como instrumentos financeiros derivados de cobertura, o reconhecimento dos ganhos e perdas de justo valor dependem da natureza do item que está a ser coberto, podendo tratar-se de uma cobertura de justo valor ou de uma cobertura de fluxos de caixa.

Numa operação de cobertura de justo valor de um activo ou passivo (“fair value hedge”), o valor de balanço desse activo ou passivo, determinado com base na respectiva política contabilística, é ajustado de forma a reflectir a variação do seu justo valor atribuível ao risco coberto. As variações do justo valor dos derivados de cobertura são reconhecidas em resultados, conjuntamente com as variações de justo valor dos activos ou dos passivos cobertos atribuíveis ao risco coberto.

Numa operação de cobertura da exposição à variabilidade de fluxos de caixa futuros de elevada probabilidade (“cash flow hedge”), a parte eficaz das variações de justo valor do derivado de cobertura são reconhecidas em reservas, sendo transferidas para resultados nos períodos em que o respectivo item coberto afecta resultados. A parte ineficaz da cobertura é registada em resultados no momento em que ocorre.

3.10. Imposto sobre o rendimento

O imposto sobre o rendimento do período compre-ende os impostos correntes e os impostos diferidos. Os impostos sobre o rendimento são registados na demons-tração dos resultados, excepto quando estão relaciona-dos com itens que sejam reconhecidos directamente nos capitais próprios. O valor de imposto corrente a pagar é determinado com base no resultado antes de impostos, ajustado de acordo com as regras fiscais.

No presente exercício, a Empresa passou a ser integrada em sede de IRC no perímetro de consolidação fiscal. Como consequência os movimentos registados pelas filiais relativos a estimativa de imposto sobre o rendimento, a retenções efectuadas por terceiros e aos pagamentos por conta são registados no balanço da REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. na rubrica “Imposto sobre o rendimento a pagar” em contrapartida de “Outras Contas a receber”.

As acções próprias adquiridas através de contrato ou directamente no mercado são reconhecidas no capital próprio, em rubrica própria. De acordo com o código das sociedades a REN SGPS tem de garantir a cada momento a existência de reservas no Capital Próprio para cobertura do valor das acções próprias, limitando o valor das reservas a disponíveis para distribuição.

As acções próprias são registadas ao custo de aquisição, se a compra for efectuada à vista, ou ao justo valor estimado se a compra for diferida.

3.7. Passivos financeiros

A IAS 39 prevê a classificação dos passivos financei-ros em duas categorias:

a) Passivos financeiros ao justo valor por via de resultados;

b) Outros passivos financeiros.Os outros passivos financeiros incluem Empréstimos

obtidos (Nota 3.8) e Fornecedores e outras contas a pagar. Os fornecedores e outras contas a pagar são reconhecidos inicialmente ao justo valor e subsequentemente são mensurados ao custo amortizado de acordo com a taxa de juro efectiva.

3.8. Empréstimos obtidos

Os empréstimos obtidos são inicialmente reconhe-cidos ao justo valor, líquido de custos de transacção incorridos. Os empréstimos são subsequentemente apresentados ao custo amortizado sendo a diferença entre o valor nominal e o justo valor inicial reconhecida na demonstração dos resultados ao longo do período do empréstimo, utilizando o método da taxa de juro efectiva.

Os empréstimos obtidos são classificados no passivo corrente, excepto se a REN SGPS possuir um direito incondicional de diferir a liquidação do passivo por, pelo menos, 12 meses após a data do balanço, sendo neste caso classificados no passivo não corrente.

3.9. Instrumentos financeiros derivados

Os instrumentos financeiros derivados são registados inicialmente ao justo valor da data da transacção sendo valorizados subsequentemente ao justo valor. O método do reconhecimento dos ganhos e perdas de justo valor



Os impostos diferidos são reconhecidos usando o método do passivo com base no balanço, considerando as diferenças temporárias resultantes da diferença entre a base fiscal de activos e passivos e os seus valores nas demonstrações financeiras consolidadas.

Os impostos diferidos são calculados com base na taxa de imposto em vigor ou já oficialmente comunicada, à data do balanço e que se estima que seja aplicável na data da realização dos impostos diferidos activos ou na data do pagamento dos impostos diferidos passivos.

Os impostos diferidos activos são reconhecidos na medida em que seja provável que existam lucros tributáveis futuros disponíveis para utilização da diferença temporária. Os impostos diferidos passivos são reconhecidos sobre todas as diferenças temporárias tributáveis, excepto as relacionadas com: i) o reconhecimento inicial do goodwill; ou ii) o reconhecimento inicial de activos e passivos, que não resultem de uma concentração de actividades, e que à data da transacção não afectem o resultado contabilístico ou fiscal. Contudo, no que se refere às diferenças temporárias tributáveis relacionadas com investimentos em filiais, estas não devem ser reconhecidas na medida em que: i) a empresa mãe tem capacidade para controlar o período da reversão da diferença temporária; e ii) é provável que a diferença temporária não reverta num futuro próximo.

3.11. Provisões

As provisões são reconhecidas quando a REN SGPS tem: i) uma obrigação presente legal ou construtiva resultante de eventos passados; ii) para a qual é mais provável do que não que seja necessário um dispêndio de recursos internos na liquidação dessa obrigação; e iii) o montante possa ser estimado com razoabilidade. Sempre que um dos critérios não seja cumprido ou a existência da obrigação esteja condicionada à ocorrência (ou não ocorrência) de determinado evento futuro, a REN SGPS divulga tal facto como um passivo contingente, salvo se a avaliação da exigibilidade da saída de recursos para liquidação do mesmo seja considerada remota.

As provisões são mensuradas ao valor presente dos dispêndios estimados para liquidar a obrigação utilizando uma taxa antes de impostos, que reflecte a avaliação de mercado para o período do desconto e para o risco da provisão em causa (Nota 24).

3.12. Locações

Locações de activos fixos tangíveis, relativamente às quais a REN detém substancialmente todos os riscos e benefícios inerentes à propriedade do activo são classificados como locações financeiras. São igualmente classificadas como locações financeiras os acordos em que a análise de uma ou mais situações particulares do contrato aponte para tal natureza. Todas as outras locações são classificadas como locações operacionais.

As locações financeiras são capitalizadas no início da locação pelo menor entre o justo valor do activo locado e o valor presente dos pagamentos mínimos da locação, cada um determinado à data de início do contrato. A dívida resultante de um contrato de locação financeira é registada líquida de encargos financeiros, na rubrica de Empréstimos. Os encargos financeiros incluídos na renda e a depreciação dos activos locados, são reconhecidos na Demonstração dos resultados consolidados, no período a que dizem respeito.

Os activos tangíveis adquiridos através de locações financeiras são depreciados pelo menor entre o período de vida útil do activo e o período da locação quando o Grupo não tem opção de compra no final do contrato, ou pelo período de vida útil estimado quando o Grupo tem a intenção de adquirir os activos no final do contrato.

Nas locações consideradas operacionais, as rendas devidas são reconhecidas como custo na demonstração dos resultados numa base linear, durante o período da locação.

3.13. Rédito

O rédito compreende o justo valor da prestação de serviços, líquido de impostos e descontos.

As prestações de serviços são reconhecidas no período a que respeitam, tal como preconiza o princípio contabilístico da especialização do exercício. Os valores registados como prestações de serviços referem-se aos débitos efectuados às empresas filiais, por conta de custos de gestão.

3.14. Outros proveitos e custos

Outros proveitos e custos são registados no exercício a que respeitam independentemente do momento do seu pagamento ou recebimento, de acordo com o



“Resultados acumulados”.Para o período de 31 de Dezembro de 2007, a adop-

ção de princípios e políticas contabilísticas de acordo com as IFRS originou um impacto nos resultados líquidos con-forme segue:

princípio contabilístico da especialização do exercício. As diferenças entre os montantes recebidos e pagos e as correspondentes receitas e despesas são registadas como acréscimos e diferimentos nas rubricas de Contas a receber e Contas a pagar.

4. Impacto da transição para IFRS

A REN SGPS adoptou as “IFRS”, emitidas e em vigor ou emitidas à data de 1 de Janeiro de 2008, tendo aplicado estas normas retrospectivamente para todos os períodos apresentados. A data de transição é 1 de Janeiro de 2007 e a empresa preparou o seu balanço de abertura a essa data, considerando as isenções e exclusões a outras normas existentes, permitidas pela IFRS 1.

A IFRS 1 permite isenções no que se refere à aplicação retrospectiva preconizada por outras normas do IASB, tendo a REN SGPS optado na data da transição pela isenção referente à designação de activos financeiros como “disponíveis para venda”.

A REN SGPS aplicou a isenção à ‘IAS 39 – Instrumen-tos financeiros: reconhecimento e mensuração’ no que se refere à designação dos activos financeiros como activos “disponíveis para venda” na data da transição. O trata-mento previsto na ‘IAS 39 – Instrumentos financeiros: reco-nhecimento e mensuração’ é o da designação apenas po-der ser feita na data do reconhecimento inicial do activo.

Reconciliação dos ajustamentos de transição para as IFRSEm 31 de Dezembro de 2007 e 1 de Janeiro de 2007, a

adopção de princípios e políticas contabilísticas de acordo com as IFRS teve o seguinte efeito nos capitais próprios:

Alterações à Demonstração dos fluxos de caixaAs alterações à demonstração dos fluxos de caixa não

foram consideradas significativas para divulgação.

Detalhe dos ajustamentosOs ajustamentos acima referidos na reconciliação do

capital próprio e do resultado líquido, resultam das dife-renças quantitativas identificadas entre o normativo POC e as IFRS, as quais podem ser resumidas, como segue:

Ajustamento 1 – Anulação da equivalência patrimonialA ‘IAS 27 – Demonstrações financeiras consolidadas

e separadas’, refere que quando uma entidade prepara demonstrações financeiras separadas, as participações em filiais, associadas e joint ventures, que não estejam classificadas como activos detidos para venda têm de ser registadas ao custo ou ao justo valor de acordo com a ‘IAS 39 – Instrumentos financeiros: reconhecimento e mensuração’. A REN SGPS optou por valorizar as suas participações em filiais ao custo, pelo que foi necessário anular o efeito da aplicação da equivalência patrimonial, em cada período.

De acordo com o método do custo, uma entidade apenas reconhece ganhos associados às participações financeiras detidas, quando há lugar à distribuição de dividendos, gerados após a data de aquisição. Assim, foi necessário reconhecer como ganho do período os dividendos distribuídos pelo OMIP.

Ajustamento 2 – Bónus aos empregadosDe acordo com a lei Portuguesa, os bónus aos

empregados podem ser pagos através da distribuição dos

Ajust. 31.12.07 01.01.07Capital próprio POC 1.054.019 1.031.074 Equivalência patrimonial 1 (101.508) (10.536)Dividendos OMIP 1 31 - Benefícios aos empregados 2 - (1.736)Justo valor activos disponíveis para venda 3 8.600 - Imposto diferido 4 (1.139) - Total dos ajustamentos (94.017) (12.272)Capital próprio IFRS 960.002 1.018.802

Reconciliação do Capital Próprio

Reconciliação do Resultado LíquidoAjust. 31.12.07

Resultado Líquido POC 121.681 Equivalência patrimonial 1 (90.972)Dividendos OMIP 1 31 Benefícios aos empregados 2 - Justo valor activos disponíveis para venda 3 - Imposto diferido 4 - Total dos ajustamentos (90.941)Resultado líquido IFRS 30.740

O montante total de ajustamento à data de transição reflecte o diferencial registado nas demonstrações financeiras separadas decorrente da conversão para as IFRS. Estes ajustamentos encontram-se reconhecidos em



Nem as empresas filiais do Grupo nem a REN SGPS têm operações significativas em moeda estrangeira.

ii) Risco de crédito As transacções realizadas pela REN SGPS, referem-

se essencialmente à gestão centralizada da tesouraria do Grupo, sendo os valores a receber relativos a suprimentos e empréstimos de tesouraria efectuados às empresas filiais.

No que se refere ao risco de crédito das filiais, este é reduzido, uma vez que parte significativa da prestação de serviços é reconhecida pela facturação emitida aos distribuidores de electricidade e gás natural, no âmbito das relações estabelecidas pelo regulador para o mercado da electricidade e do gás natural.

No que se refere às aplicações financeiras do grupo, classificadas como “Caixa e equivalentes de caixa”, estas estão contratadas junto de instituições financeiras com um rating entre A e A+.

iii) Risco de liquidez A gestão do risco de liquidez da REN é efectuada

através da emissão de empréstimos obrigacionistas a longo prazo, da gestão flexível do papel comercial, e da negociação de linhas de crédito disponíveis a todo o momento.

A tabela seguinte analisa os passivos financeiros da REN e os derivados financeiros, pelo líquido por grupos de maturidade relevantes, tendo por base o período remanescente até à maturidade contratual à data de balanço. Os montantes que constam da tabela são cash flows contratuais não descontados:

resultados, designando-se por gratificações de balanço, não afectando a demonstração dos resultados. Na data da transição, o bónus atribuído aos colaboradores é registado como um passivo no período em que o empregado prestou o serviço.

Ajustamento 3 – Valorização dos Activos disponíveis para venda

No período comparativo em análise a REN SGPS adquiriu uma participação na Red Eléctrica de España, S.A., que foi classificada como activo financeiro disponível para venda por se tratar de um investimento estratégico. De acordo com as IFRS, os activos financeiros disponíveis para venda são valorizados ao justo valor por via de capital próprio, enquanto no POC são mantidos ao custo.

Ajustamento 4 – Impostos diferidosO imposto diferido registado refere-se também ao impacto

dos ajustamentos referidos nos pontos anteriores tendo em conta o valor contabilístico das rubricas e a sua base fiscal.

5. Políticas de gestão do risco financeiro

5.1. Factores do risco financeiro

As actividades do Grupo REN estão expostas a uma variedade de factores de risco financeiro: risco de crédito, risco de liquidez e risco de fluxos de caixa associado à taxa de juro, entre outros.

A REN SGPS desenvolveu e implementou um programa de gestão do risco que, conjuntamente com a monitorização permanente dos mercados financeiros, procura minimizar os potenciais efeitos adversos na performance financeira do Grupo REN.

A gestão do risco é conduzida pelo departamento financeiro com base em políticas aprovadas pelo Conselho de Administração. O departamento financeiro identifica, avalia e realiza operações com vista à minimização dos riscos financeiros em estrita cooperação com as unidades operacionais da REN.

O Conselho de Administração da REN SGPS define os princípios para a gestão do risco como um todo e as políticas que cobrem áreas específicas, como o risco cambial, o risco de taxa de juro, risco de crédito, o uso de derivados e outros instrumentos financeiros não derivados, bem como o investimento do excesso de liquidez.

i) Risco de taxa de câmbio

31 de Dezembro de 2008Menos de

1anoEntre 1 a

5 anosMais de 5 anos Total

Empréstimos obtidos:Leasings financeiros 111 174 - 285Empréstimos bancários 55.858 195.987 376.475 628.320Papel comercial 454.502 200.000 - 654.502Empréstimos obrigacionistas 31.875 627.500 - 659.375Descobertos bancários 307 - - 307

542.653 1.023.661 376.475 1.942.790Instrumentosfinanceiros derivados 1.571 (368) - 1.203Fornecedores e contas a pagar 21.201 - - 21.201

563.854 1.023.661 376.475 1.963.990



iv) Risco de taxa de juro O risco associado à flutuação da taxa de juro tem

impacto nas contas da REN SGPS no serviço da dívida contratada.

A REN SGPS apresenta exposição ao risco de taxa de juro, principalmente por via dos empréstimos do Grupo. Os empréstimos emitidos com taxa variável expõem a REN SGPS ao risco associado aos fluxos de caixa, decorrentes de alterações na taxa de juro. Os empréstimos emitidos com taxa fixa expõem a REN SGPS ao risco de justo valor, decorrente de alterações na taxa de juro.

A REN SGPS efectua a análise da sua exposição ao risco de taxa de juro numa base dinâmica. Durante o exercício de 2008, a REN efectuou uma emissão de dívida de taxa fixa no montante de 500 milhões de euros, mas contratou na mesma data swaps de taxa de juro com características idênticas às da dívida, para fazer a cobertura económica do risco de justo valor.

Análise de sensibilidade dos custos de financiamento a variações na taxa de juro

Foi efectuada uma análise de sensibilidade com base na dívida total da REN SGPS subtraída das aplicações de fundos e das disponibilidades, com referência a 31 de Dezembro dos anos de 2007 e 2008.

2007Tendo por referência a dívida líquida da REN SGPS em

31 de Dezembro de 2007, um acréscimo de 1,5% nas taxas de juro resultaria num incremento dos custos financeiros líquidos anuais de 2.265 milhares de euros.

2008Tendo por referência a dívida líquida da REN SGPS em

31 de Dezembro de 2008, um acréscimo de 1,5% nas taxas de juro resultaria num incremento dos custos financeiros líquidos anuais de 17.454 milhares de euros.

5.2. Gestão do risco de capital

O objectivo da REN SGPS em relação à gestão de capital, que é um conceito mais amplo do que o capital relevado na face balanço, é manter uma estrutura de capital óptima, através da utilização prudente de dívida e mantendo um rating de crédito sólido que lhe permita reduzir o custo de capital.

A contratação de dívida é analisada periodicamente através da ponderação de factores como: i) as necessi-dades de tesouraria das filiais decorrentes de CAPEX em activos regulados das empresas filiais; ii) a taxa de remu-neração dos activos regulados prevista no regulamento tarifário em vigor; e a política de dividendos definida.

A REN SGPS monitoriza ainda o seu capital total com base no rácio de gearing, o qual é determinado como sendo a dívida líquida a dividir pelo capital. A dívida líquida é calculada como o montante total de empréstimos (incluindo os saldos correntes e não-correntes conforme divulgado no balanço deduzido dos montantes de caixa e equivalentes de caixa). O capital total é calculado através da soma dos capitais próprios (como divulgado no balanço) acrescido da dívida líquida.

Em 2008, a estratégia da REN foi manter um gearing entre 60% e 70%. Os rácios de gearing em 31 de Dezembro de 2008 e 2007 eram os seguintes:

O reduzido rácio de gearing em 2007 reflecte o facto de a gestão centralizada da tesouraria do Grupo e a contratação centralizada de dívida pela REN SGPS, apenas ter sido concretizada em 2008, com a transferência dos empréstimos das filiais para a REN SGPS.

31 de Dezembro de 2007Menos

de 1 anoEntre 1 a

5 anosMais de

5 anos Total

Empréstimos obtidos:Leasings financeiros 65 104 - 168Empréstimos bancários - - - - Papel comercial 150.000 - - 150.000Empréstimos obriga-cionistas - - - - Descobertos bancários 167 - - 167

150.232 104 - 150.335Instrumentos finan-ceiros derivados - - - - Fornecedores e contas a pagar 91.227 - - 91.227

241.459 104 0 241.563

2008 2007

Empréstimos totais (nota 17) 1.646.059 150.318

Menos: Caixa e equivalentes de caixa (nota 14) (7.578) (1.251)

Dívida líquida 1.638.481 149.067

Capitais próprios 851.089 960.002

Capital total 2.489.570 1.109.069

Gearing 66% 13%



6.2. Participações em filiais

Uma vez que a REN SGPS optou pela mensuração das participações em filiais nas suas demonstrações financeiras separadas ao custo de aquisição, é necessário avaliar a cada data de relato financeiro a existência de indicadores de perda de valor que exijam a realização de testes de imparidade.

O Conselho de Administração efectua a sua avaliação com base em indicadores como os resultados operacionais gerados pelas empresas filiais e a evolução registada nas actividades destas. Não existindo indicadores de imparidade, à data do relato financeiro, a REN SGPS não efectua testes de imparidade.

7. Activos fixos tangíveis

Em 31 de Dezembro de 2008, os activos fixos tangíveis referem-se maioritariamente a viaturas adquiridas em regime de locação financeira.

8. Participações em empresas filiais

Em 31 de Dezembro de 2008 o resumo das participações em empresas filiais é como segue:

5.3. Contabilização de instrumentos financeiros derivados

Durante 2008, a REN SGPS procedeu à cobertura económica da sua exposição ao risco do justo valor da sua emissão obrigacionista no valor total de 500 milhões de euros, através de swaps de taxa de juro com as mesmas características da dívida emitida (nocional de 500 milhões de euros). Embora não esteja contabilizada como cobertura contabilística, o objectivo desta cobertura económica é transformar a emissão de taxa fixa em taxa variável, de forma a que a variação de justo valor dos swaps de taxa de juro compense a variação de justo valor da dívida emitida decorrente de alterações no risco de taxa de juro.

6. Principais estimativas e julgamentos

As estimativas e julgamentos com impacto nas demonstrações financeiras consolidadas da REN SGPS são continuamente avaliados, representando à data de cada relato a melhor estimativa do Conselho de Administração, tendo em conta o desempenho histórico, a experiência acumulada e as expectativas sobre eventos futuros que, nas circunstâncias em causa, se acreditam serem razoáveis.

A natureza intrínseca das estimativas pode levar a que o reflexo real das situações que haviam sido alvo de estimativa possam, para efeitos de relato financeiro, vir a diferir dos montantes estimados. As estimativas e os julgamentos que apresentam um risco significativo de originar um ajustamento material no valor contabilístico de activos e passivos no decurso do exercício seguinte são as que seguem:

6.1. Provisões

A REN SGPS analisa de forma periódica eventuais obrigações que resultem de eventos passados e que devam ser objecto de reconhecimento ou divulgação.

A subjectividade inerente à determinação da probabilidade e montante de recursos internos necessários para o pagamento das obrigações poderá conduzir a ajustamentos significativos, quer por variação dos pressupostos utilizados, quer pelo futuro reconhecimento de provisões anteriormente divulgadas como passivos contingentes.

Entidades 2008 2007

RENTELECOM - Comunicações, S.A. 100 100

OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A. 2.000 2.000

REN Gasodutos, S.A. 404.931 404.931

REN Armazenagem, S.A. 76.386 76.386

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. 32.580 32.580

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. 586.759 586.759

REN Trading, S.A. 50 50

REN Serviços, S.A. 50 50

1.102.856 1.102.856



As participações financeiras em empresas filiais encontram-se valorizadas pelo método do custo.

Informação relativa às empresas filiais:

2008 2007

Entidades Morada "% capital" "Capital Próprio"

"Resultado do período"

"Capital Próprio"

"Resultado do período"

RENTELECOM - Comunicações, S.A. Lisboa 100% 1.304 308 996 354

OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A. Lisboa 90% 4.978 22 4.986 64

REN Gasodutos, S.A. Bucelas 100% 461.473 28.662 432.811 23.358

REN Armazenagem, S.A. Pombal 100% 86.191 4.154 82.037 4.585

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. Sines 100% 43.513 7.059 36.455 5.702

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. Lisboa 100% 686.999 43.709 643.290 56.531

REN Trading, S.A. Lisboa 100% 6.065 5.631 434 384

REN Serviços, S.A. Lisboa 100% 83 33 50 0

1.290.606 89.578 1.201.059 90.978

9. Impostos diferidos

O detalhe dos impostos diferidos reconhecidos nas demonstrações financeiras é como segue:

Os movimentos ocorridos nos impostos diferidos são como segue:

2008 2007

Impacto na demonstração dos resultados

Activos por impostos diferidos - -

Passivos por impostos diferidos (232) -

(232) -

Impactos no capital próprio

Activos por impostos diferidos 2.099 -

Passivos por impostos diferidos - (1.139)

2.099 (1.139)

Impacto líquido dos impostos diferidos 1.866 (1.139)

Activos Passivos Total

A 1 de Janeiro de 2008 - (1.139) (1.139)

Constituição/reversão por capital 959 1.139 2.099

Constituição por resultados - (232) (232)

Reversão por resultados - - -

Movimentos do período 959 907 1.866

A 31 de Dezembro de 2008 959 (232) 1.191

Activos Passivos Total

A 1 de Janeiro de 2007 - - -

Constituição/reversão por capital - (1.139) (1.139)

Constituição por resultados - - -

Reversão por resultados - - -

Movimentos do período - (1.139) (1.139)

A 31 de Dezembro de 2007 - (1.139) (1.139)



Os impostos diferidos passivos referem-se ao registo contabilístico dos Instrumentos financeiros derivados.

Os impostos diferidos activos referem-se às variações de justo valor dos Activos financeiros disponíveis para venda. A REN SGPS por se encontrar em início de actividade e ainda numa fase organizativa das suas relações com as filiais, gerou prejuízos fiscais no valor de 12.200 mil euros para os quais não registou o respectivo imposto diferido activo por existirem incertezas, a esta data, quanto à sua recuperação, durante o período fiscal de 6 anos.

2008

Prejuízos fiscais reportáveis

Dedutíveis até 2013 7.041

Dedutíveis até 2014 5.159

12.200

10. Activos e passivos financeiros por categoria

2007 Créditos e valores a receber


venda

Activos/passivos ao justo valor por

via resultados


Outros activos/passivos não

financeirosTotal

Activos


Outras contas a receber 24.105 - - - 380 24.486

Activos disponíveis para venda - 58.534 - - - 58.534

Total activos financeiros 25.356 58.534 - - 380 84.271

Passivos

Empréstimos obtidos - - - 150.318 - 150.318

Fornecedores e contas a pagar - - - 90.817 410 91.227

Total passivos financeiros - - - 241.135 410 241.545

2008

Créditos e valores a receber


venda

Activos/passivos ao justo valor por via

resultados


Outros activos/passivos não

financeirosTotal

Activos


Outras contas a receber 1.412.342 - - - 132 1.412.473

Instrumentos financeiros derivados - - 876 - - 876

Activos disponíveis para venda - 85.890 - - - 85.890

Total activos financeiros 1.419.920 85.890 876 - 132 1.506.818

Passivos

Empréstimos obtidos - - - 1.646.059 - 1.646.059

Fornecedores e contas a pagar - - - 20.479 722 21.201

Total passivos financeiros - - - 1.666.538 722 1.667.260

Os activos e passivos da REN, classificados de acordo com a IAS 39:



11. Activos disponíveis para venda

Em 31 de Dezembro de 2008, o detalhe dos valores registados nesta rubrica refere-se às seguintes entidades:

A Red Eléctrica de España, S.A. distribuiu dividendos, em Janeiro e Julho de 2008, no valor de 523 mil euros e 948 mil euros respectivamente e a Enagás, S.A. em Julho de 2008, no valor de 857 mil euros que foram reconhecidos na demonstração dos resultados, na rubrica de Outros proveitos operacionais.

O investimento efectuado no capital destas empresas resultou da troca de participações estratégicas com as empresas congéneres de transporte de electricidade e gás para o mercado Espanhol. O investimento na REE foi ad-quirido no final do 2.º semestre de 2007 e o investimento na Enagás no 1.º semestre de 2008.

Uma vez que as entidades acima identificadas são cotadas em bolsa, a determinação do justo valor foi efectuada com base na cotação referente às datas de reporte, tendo-se registado as seguintes variações no período:

% detida 2008 2007

Red Electrica de España, S.A. ("REE") 1,00% 48.733 58.534

Enagás, S.A. ("Enagás") 1,00% 37.157 -

85.890 58.534

Os ajustamentos ao justo valor dos activos financeiros disponíveis para venda, estão reflectidos no capital próprio, na reserva de justo valor (Nota 16).

REE Enagás Total

Saldo a 1 de Janeiro de 2008 58.534 - 58.534

Custo de aquisição - 43.195 43.195

Valorização para o justo valor (9.801) (6.037) (15.838)

Saldo a 31 de Dezembro de 2008 48.733 37.157 85.890

REE Enagás Total

Saldo 1 de Janeiro de 2007 - - -

Custo de aquisição 49.934 - 49.934

Valorização para o justo valor 8.600 - 8.600

Saldo a 31 de Dezembro de 2007 58.534 - 58.534

Ajustamento de justo valor

Variação justo valor (7.238)

Impacto do Imposto diferido 959

Ajustamento líquido em capital (6.279)



12. Outras contas a receber

Em 31 de Dezembro de 2008, o detalhe da rubrica de Outras contas a receber é o seguinte:

i) Os suprimentos concedidos à data de 31 de Dezembro de 2008, referem-se às seguintes entidades:

2008 2007

Corrente "Não corrente"

Total Corrente "Não corrente"

Total

Empresas do grupo (nota 25)

Suprimentos i) 1.059.909 220.020 1.279.929 20.877 - 20.877

Gestão de tesouraria ii) 21.137 - 21.137 - - -

Perímetro fiscal iii) 99.523 - 99.523 - - -

Outros devedores - Grupo 1.882 - 1.882 2.940 - 2.940

Estado e outros entes públicos 3 - 3 380 - 380

Outros devedores 10 - 10 190 - 190

Acréscimos e diferimentos

Acréscimos de proveitos iv) 9.926 - 9.926 98 - 98

Custos diferidos 63 - 63 - - -

Total 1.192.454 220.020 1.412.474 24.486 - 24.486

Entidade 2008 2007

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. 993.000 -

REN Gasodutos, S.A. 264.363 -

REN Atlântico, S.A. 22.567 20.877

1.279.929 20.877

Estes empréstimos vencem juros à taxa Euribor a meses 3 mais um spread de 0,5% (REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A.), Euribor a 6 meses mais um spread de 3% (REN Atlântico, S.A.) e taxa de juro calculada de acordo com os custos do empréstimo BEI (REN Gasodutos, S.A.)

ii) Gestão de tesourariaNo exercício de 2008 a REN SGPS e a suas filiais

estabeleceram um Acordo Quadro de Gestão Centralizada de Tesouraria no qual competirá à REN SGPS a

coordenação, centralização e conjugação das carências e excedentes de tesouraria do Grupo.

Os juros são calculados dia a dia sobre o capital efectivamente utilizado e pagos mensal e poste-cipadamente, com excepção (eventualmente) do primeiro e último período de contagem de juros que poderão ter duração inferior.

iii) Perímetro fiscalNo presente exercício, as empresas do grupo pas-

sam a ser integradas em sede de IRC no perímetro de consolidação fiscal da REN SGPS. Em consequência, a estimativa de imposto sobre o rendimento, as retenções efectuadas por terceiros e os pagamentos por conta são registados no balanço como contas a pagar e a receber da REN SGPS conforme os movimentos efectuados pelas suas filiais.

iv) O montante registado em acréscimos de proveitos, refere-se à especialização dos juros a receber das aplicações efectuadas em depósitos bancários.


13. Instrumentos financeiros derivados

Em 31 de Dezembro de 2008, a REN SGPS tinha os se-guintes instrumentos financeiros derivados contratados:

2008 2007

Activos Passivos Activos Passivos

Swap taxa de juro – não corrente - - - -

Swap taxa de juro – corrente 876 - - -

876 - - -

O valor reconhecido em swaps de taxa de juro refere--se aos 5 contratos swap de taxa de juro, contratados pela REN SGPS com o objectivo de reduzir o risco a que se encontra exposta a sua emissão obrigacionista no montante de €500 milhões.

Características dos swaps contratados:

"Valor de referência" Períodos de pagamento "Recebimento/pagamento" "Data de vencimento" "Justo valor em 31.12.2008"

500.000 "Períodos de contagem de juros: a pagar: 10 de Dezembro a 10 de Junho – liquidação semestral de juros; a receber: 10 de Dezembro – liquidação anual de juros."

REN recebe entre 3,31% e 3,33%, paga Euribor 6M

Dezembro de 2013 876

14. Caixa e equivalentes de caixa

Em 31 de Dezembro de 2008, o detalhe da rubrica de Caixa e equivalentes de caixa é o seguinte:

O detalhe do montante considerado como saldo final na rubrica de “Caixa e equivalentes de caixa” para efeitos da elaboração da demonstração de fluxos de caixa con-solidados para o exercício findo em 31 de Dezembro de 2007 é como segue:

2008 2007

Depósitos bancários 105 1.251

Outras disponibilidades 7.473 -

7.578 1.251

2008 2007

Descobertos bancários (185) (167)

Depósitos bancários 105 1.251

Outras disponibilidades 7.473 -

7.393 1.084



15. Capital social

Em 31 de Dezembro de 2007, o capital social da REN encontra-se totalmente subscrito e realizado, sendo representado por 534 000.000 acções com o valor nominal de 1 euro cada.

Em Setembro de 2008 a REN SGPS celebrou um contrato de fomento de mercado relativamente às acções da REN SGPS, com o Banco de Investimento S.A., do qual decorreu a compra de acções próprias. O prazo deste contrato é 8 de Janeiro de 2009.

Em 31 de Dezembro de 2008 a REN SGPS detinha as seguintes acções em carteira:

Número de acções

% Capital social Valor

Acções próprias 2.498.702 0,4679% (6.619)

16. Outras reservas e resultados acumulados

As rubricas “Outras reservas” e “Resultados acumulados” registaram os seguintes movimentos durante o período findo em 31 de Dezembro de 2008:


Reservas Legais

Reserva Justo Valor

Outras Reservas


Resultado exercício Total

A 1 de Janeiro de 2008 61.137 7.460 83.993 242.672 30.740 426.002

Ganhos/(perdas) justo valor - (13.739) - - - (13.739)

Ganhos/(perdas) reconhecidos em capital 61.137 (6.279) 83.993 242.672 30.740 412.263

Resultado Líquido do período - - - - (1.513) (1.513)

Total de Ganhos reconhecidos no período 61.137 (6.279) 83.993 242.672 29.227 410.750

Distribuição de dividendos - - - (87.042) - (87.042)

Transf. para outras reservas 6.084 - 19.225 5.431 (30.740) 0

A 31 de Dezembro de 2008 67.221 (6.279) 103.218 161.061 (1.513) 323.708



As rubricas “Outras reservas” e “Resultados acumulados” registaram os seguintes movimentos durante o período findo em 31 de Dezembro de 2007:

O aumento registado no valor dos empréstimos ne-gociados pela REN SGPS resulta da alteração da polí-tica de financiamento ao nível do grupo, passando a REN SGPS a contrair empréstimos que por sua vez são concedidos às suas filiais, a título de suprimentos (nota 12).

A REN é subscritora de oito programas de papel co-mercial no valor de 1 800 000 milhares de euros, estando utilizados 649 000 milhares de euros em 31 de Dezembro de 2008.

Em Dezembro de 2008, a REN efectuou uma emis-são de obrigações no valor de 500 milhões de euros, pelo prazo de 5 anos, ao abrigo do programa EMTN (European Medium Term Notes), com uma taxa de juro correspondente à mid swap rate acrescida de 3,25%.


Reservas Legais

Reserva Justo Valor

Outras Reservas



Total

A 1 de Janeiro de 2007 33.634 - - (98.883) 550.051 484.802

Ganhos/(perdas) justo valor - 7.460 - - - 7.460

Ganhos/(perdas) reconhecidos em capital 33.634 7.460 - (98.883) 550.051 492.262

Resultado Líquido do período - 30.740 30.740

Total de Ganhos reconhecidos no período 33.634 7.460 - (98.883) 580.791 523.002

Distribuição de Dividendos - - - (97.000) - (97.000)

Transf. para outras reservas 27.503 - 83.993 438.555 (550.051) -

A 31 de Dezembro de 2007 61.137 7.460 83.993 242.672 30.740 426.002

A Reserva Legal não está ainda totalmente constituí-da nos termos da lei (20% do capital social), pelo que um mínimo de 5% dos resultados é destinado à sua dotação. Esta reserva só pode ser utilizada na cobertura de prejuí-zos ou no aumento do Capital Social.

As outras reservas referem-se a reservas livres cuja constituição foi decidida pelos accionistas, nas assem-bleias de aprovação dos resultados líquidos do exercício e podem ser utilizadas pelos accionistas livremente.

17. Empréstimos

A alocação dos empréstimos entre corrente e não corrente, para o período findo em 31 de Dezembro de 2008, é como segue:

2008 2007


Papel comercial 449.000 200.000 649.000 150.000 - 150.000

Empréstimos bancários 39.520 454.507 494.027 - - -

Empréstimo obrigacionista - 500.000 500.000 - - -

Descobertos bancários 185 - 185 167 - 167

488.705 1.154.507 1.643.213 150.167 - 150.167

Locações financeiras 99 161 260 60 96 156

Juros a pagar - empréstimos 6.439 - 6.439 - - -

Juros pagos - empréstimos (3.853) - (3.853) (4) - (4)

491.391 1.154.668 1.646.059 150.222 96 150.318

Detalhe dos empréstimos corrente e não corrente



2008 2007Taxas de juro variáveis:

Curto prazo 120.386 170.000

Médio/Longo prazo - -120.386 170.000

No final do exercício de 2008 a REN SGPS possuía ainda as seguintes linhas de crédito contratadas e não utilizadas:

2008 2007Até 6 meses 1.147.550 150.167

6 a 12 meses - -

1 a 5 anos - -

Superior a 5 anos 500.000 - 1.647.550 150.167

EmpréstimosExposição dos empréstimos do grupo às alterações das

taxas de juro nos períodos contratuais de fixação de taxas:

Valor Contabilístico Justo Valor2008 2007 2008 2007

Papel Comercial 649.000 150.000 647.844 149.841

Empréstimos 494.027 - 462.316 -

Obrigações 500.000 - 499.576 - 1.643.027 150.000 1.609.736 149.841

O valor contabilístico e o justo valor dos empréstimos são como segue:

18. Fornecedores e outras contas a pagar

A decomposição da rubrica de Fornecedores e outras contas a pagar, em 31 de Dezembro de 2008 é como segue:

2008 2007


Fornecedores e outros credores 1.608 - 1.608 779 - 779

Empresas do Grupo (nota 24.5)

Gestão de tesouraria i) 14.350 - 14.350 - - -

Perímetro fiscal ii) 4.228 - 4.228 - - -

Fornecedores - Grupo 7 - 7 - - -

Outros credores - Grupo 287 - 287 90.038 - 90.038

Estado e outros entes públicos 219 - 219 72 - 72

Acréscimos de custos

Férias e sub. férias 399 - 399 338 - 338

Outros 104 - 104 - - -

Total 21.201 - 21.201 91.227 - 91.227

i) Gestão de tesourariaNo exercício de 2008 a REN SGPS e a suas filiais es-

tabeleceram um Acordo Quadro de Gestão Centralizada de Tesouraria no qual competirá à REN SGPS a coorde-nação, centralização e conjugação das carências e exce-dentes de tesouraria do Grupo.

Os juros são calculados dia a dia sobre o capital efec-tivamente utilizado e pagos mensal e postecipadamen-te, com excepção (eventualmente) do primeiro e último período de contagem de juros que poderão ter duração inferior.

ii) Perímetro fiscalNo presente exercício, as empresas do grupo

passam a ser integrada em sede de IRC no perímetro de consolidação fiscal da REN SGPS. Em consequência, a estimativa de imposto sobre o rendimento, as retenções efectuadas por terceiros e os pagamentos por conta são registados no balanço como contas a pagar e a receber da REN SGPS conforme os movimentos efectuados pelas suas filiais.



21. Imposto sobre o rendimento

O imposto sobre o rendimento calculado para o período findo em 31 de Dezembro de 2008, inclui o imposto corrente e o imposto diferido, como segue:

19. Fornecimentos e serviços externos

Em 31 de Dezembro de 2008 e 2007, o detalhe dos custos incorridos com fornecimentos e serviços externos é como segue:

i) custos com publicidade referentes a diversas actividades que a Empresa decidiu apoiar e nos qual teve como contrapartida a divulgação da mesma.

ii) nos serviços especializados durante o exercício de 2008 englobam-se principalmente despesas de advocacia, consultoria e trabalhos de tradução e edição de vídeos e fotografias.

20. Custos de financiamento e proveitos financeiros

Em 31 de Dezembro de 2008 e 2007, o detalhe dos custos incorridos com financiamentos e proveitos finan-ceiros é como se segue:

2008 2007

Custos com publicidade i) 1.428 1.537

Custos com trabalhos especializados ii) 1.589 2.516

Custos serviços comuns 536 -

Outros (inferiores a 1.000 milhares de euros) 1.420 991

Fornecimentos e Serviços Externos 4.973 5.043

2008 2007

Papel comercial 51.248 2.835

Obrigações 1.857 -

Juros de gestão centralizada de tesouraria 671 -

Outros empréstimos 5.661 2

Outros custos financeiros 2.250 252

Custos de financiamento 61.687 3.089

Juros de depósitos 3.309 -

Juros de suprimentos 50.492 1.437

Juros de gestão centralizada de tesouraria 288 -

Ganhos operação swap 3.768 -

Justo valor swap 876 -

Outros proveitos financeiros 69 2

Proveitos financeiros 58.802 1.439

2008 2007

Imposto s/ rendimento corrente (12) (2.174)

Imposto s/ rendimento diferido (232) 5.389

Imposto sobre o rendimento (244) 3.214

A reconciliação do montante de imposto calculado à taxa nominal e o imposto reconhecido na demonstração dos resultados é conforme segue:

2008 2007

Resultado antes de imposto (1.269) 33.955

Taxa de imposto 26,5% 26,5%

(336) 8.998

Custos não dedutíveis - -

Prejuízos gerados s/ imposto diferido 1.318 -

Rendimentos não tributáveis (749) (11.177)

Correcção imposto diferido - 5.389

Tributação autónoma 12 5

244 3.214

Imposto s/ rendimento corrente 12 (2.174)

Imposto s/ rendimento diferido 232 5.389

Imposto s/ rendimento 244 3.214

Taxa efectiva de imposto -19,2% 9,5%

A REN SGPS, tem por actividade exclusiva a gestão de participações, auferindo de rendimentos associados à própria gestão e aos resultados gerados pelas empresas filiais que controla. Como não houve lugar à distribuição de dividendos de montante significativo, os rendimentos obtidos não servem para cobrir os custos de funcionamen-to, gerando um resultado contabilístico antes de impostos negativo.



25. Transacções com entidades relacionadas

Em 31 de Dezembro de 2008, a REN SGPS era detida maioritariamente pela Capitalpor, SGPS, a Caixa Geral de Depósitos e a EDP.

A lista das entidades relacionadas é como segue:

22. Resultado por acção

Os resultados por acção dos períodos de 31 de De-zembro de 2008 e 2007, foram calculados como segue:

2008 2007

Resultado líquido con-siderado no cálculo do resultado por acção

(1)

(1.513) 30.740

N.º de acções ordinárias em circulação no período

(2)534.000.000 534.000.000

Efeito das acções próprias 477.322 -

(3) 533.522.678 534.000.000

Resultado básico por acção

(1)/(3)-0,0028 0,0576

Resultado líquido por acção diluído

(1)/(3)-0,0028 0,0576

Em 31 de Dezembro de 2008 e 2007, não existiram quaisquer efeitos diluitivos com impacto no resultado líquido por acção.

23. Dividendos por acção

Foi aprovada na Assembleia Geral de Accionistas de 30 de Maio de 2007, a distribuição de 97 milhões de euros a título de dividendos relativos ao exercício de 2006, os quais foram pagos em 2007.

Relativamente aos lucros do exercício de 2007, foi aprovada na Assembleia Geral dos accionistas, do dia 28 de Abril de 2008, a distribuição de 87.042 milhares de euros, a título de dividendos.

24. Contingências

Garantias prestadasA 31 de Dezembro de 2008 a REN SGPS tem prestadas

a terceiros as seguintes garantias:

Beneficiário Objecto Início 2008 2007


"Concessão das actividades do Transporte de Gás"

26-09-2006 10.000 -

BEI Para garantir empréstimos

- 369.581 -

379.581 -

Entidades relacionadas

Accionistas

Grupo EDP

EDP - Energias de Portugal, S.A.

Labelec, S.A.

Grupo CGD

Caixa Geral de Depósitos

Caixa BI

Grupo PARPÚBLICA

Capitalpor, SGPS (Estado)

Empresas do Grupo

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.

REN Trading, S.A.

REN Gasodutos, S.A.

REN Armazenagem, S.A.

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A.

RENTELECOM - Comunicações, S.A.

OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A.

REN Serviços, S.A.

OMIClear - Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S.A.



25.3. Compras de serviços – AccionistasDurante o exercício, a Empresa efectuou as seguintes transacções com aquelas partes relacionadas:

25.1. Proveitos – Empresas do Grupo

2008 2007

Prestação de serviços


REN Trading, S.A. 98 -

REN Serviços, S.A. 1.371 -

RENTELECOM - Comunicações, S.A. 33 1

REN Gasodutos, S.A. 1.890 875

REN Armazenagem, S.A. 141 166

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. 484 43

9.485 2.339

Proveitos Financeiros - Juros suprimentos e gestão de tesouraria


REN Serviços, S.A. 7 -

REN Gasodutos, S.A. 6.355 -

REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. 1.684 -

50.779 1.437

60.264 7.552

25.2. Custos – Empresas do Grupo

2008 2007


REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. 346 -

REN Trading, S.A. 643

REN Serviços, S.A. 536 -

1.526 -

Custos de Financiamento - Juros gestão de tesouraria

REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. 28 -

REN Trading, S.A. 643 -

671 -

2.197 -

2008 2007


Juros de papel comercial - CGD 5.159 243

Comissões de empréstimos - CGD 109 3

5.268 246

25.4. Remuneração do Conselho de Administração

Durante o período findo em 31 de Dezembro de 2008, as remunerações auferidas pelo Conselho de Administração da REN foram as seguintes:

2008 2007

Salários e outros benefícios de curto prazo 3.205 241

3.205 241

Órgãos sociais

Não existem empréstimos concedidos aos membros do Conselho de Administração.

No final do período findo em 31 de Dezembro de 2008, os saldos resultantes de transacções efectuadas com partes relacionadas são como segue:

25.5. Saldos com partes relacionadas – Empresas do Grupo

2008 2007Clientes e outras contas a receberREN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. 110.806 2.707 REN Trading, S.A. 15 - REN Serviços, S.A. 782 - REN Gasodutos, S.A. 10.440 123 REN Armazenagem, S.A. 33 22 REN Atlântico, Terminal de GNL, S.A. 421 85 OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A. 3 - RENTELECOM - Comunicações, S.A. 41 2

122.542 2.940 Fornecedores e outras contas a pagarREN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. (71) (90.038)REN Serviços, S.A. (87) - OMIP - Operador do Mercado Ibérico de Energia, S.A. (44) - OMIClear - Sociedade de Compensação de Mercados de Energia, S.A. (33) - REN Trading, S.A. (18.373) - REN Gasodutos, S.A. (24) - REN Armazenagem, S.A. (239) -

(18.871) (90.038)



desde a apresentação do requerimento de arbitragem até integral pagamento das quantias reclamadas ou num ajustamento em função da taxa de inflação desde 12 de Setembro de 2006 até integral pagamento das quantias reclamadas.

É, no entanto, necessário notar que, durante o ano de 2006, REN e Amorim Energia BV mantiveram um di-ferendo quanto a saber a quem pertencia o valor cor-respondente aos Dividendos à luz das disposições do Acordo Parassocial. Em 15 de Junho de 2007, o Tribu-nal Arbitral especialmente constituído para o efeito por acordo das partes proferiu acórdão julgando totalmente improcedente a acção movida pela Amorim Energia BV e reconhecendo o direito da REN a manter os referidos Euros 40.669.797,82 não os deduzindo ao preço recebi-do pela venda das acções representativas de 18,3% do capital social da GALP. O acórdão arbitral é final e tran-sitou em julgado.

A REN contestou a jurisdição de um Tribunal Arbitral a funcionar sob a égide da CCI para apreciar qualquer dos pedidos formulados pela Amorim Energia BV, ten-do também sustentado a inadmissibilidade dos pedidos formulados pela Amorim Energia BV, nomeadamente em virtude de renúncia e/ou violação do caso julgado do acórdão arbitral proferido em Lisboa a 15 de Junho de 2007 e, em qualquer caso, se o Tribunal entender pronunciar-se sobre o mérito do Requerimento de Arbi-tragem, defendeu a sua improcedência total por falta de fundamento.

O Tribunal Arbitral encontra-se constituído e, em Ju-nho de 2008, a Acta de Missão/Termos de Referência foram assinados pelos membros do Tribunal e pelos re-presentantes das partes. Após a apresentação dos arti-culados, a audiência de julgamento realizou-se no início de Fevereiro de 2009. O Tribunal Arbitral proferirá uma decisão sobre a sua jurisdição e sobre a admissibilida-de dos pedidos formulados pela Amorim Energia. Caso entenda possuir jurisdição, o Tribunal pronunciar-se-á sobre o mérito desses pedidos.

É entendimento da REN que o referido procedimen-to arbitral não determina a existência de uma obrigação presente, na medida em que é (pelo menos) mais prová-vel que não implique o reconhecimento ou constituição de qualquer obrigação para a REN face à Amorim Ener-gia BV relativamente aos pedidos formulados do que a situação inversa (a de procedência total ou parcial da acção arbitral).

25.6. Saldos com partes relacionadas – Accionistas

2008 2007

Partes relacionadas - credores

CGD - Empréstimos (Papel comercial) - 150.000

- 150.000

26. Eventos subsequentes

26.1 Empréstimo obrigacionistaEm 6 de Fevereiro de 2009, a REN SGPS procedeu à

emissão de novos instrumentos de dívida no montante de 300 milhões de euros, adicional à série emitida em Dezembro de 2008 pelo prazo de cinco anos ao abrigo do programa EMTN (European Medium Term Notes) com uma taxa de juro correspondente à mid swap rate, acrescida de 2,6%.

26.2 Diferendo GALP Energia, SGPS, S.A.

1. Em 19 de Dezembro de 2007, a REN foi notificada da apresentação junto da Câmara de Comércio Internacional de um requerimento de arbitragem pela Amorim Energia BV contra a REN, no qual é imputada à REN a violação de obrigações emergentes ou relacionadas com o “Shareholders Agreement relating to GALP ENERGIA, SGPS, S.A.” (“Acordo Parassocial”) celebrado em 29 de Dezembro de 2005 entre a REN, a AMORIM e a ENI PORTUGAL INVESTMENT, S.p.A. O local da arbitragem é Paris, França.

Em síntese, a Amorim Energia B.V. alega que os actos ilícitos supostamente praticados pela REN lhe causaram um dano no montante dos dividendos distribuídos pela GALP relativamente aos lucros de 2005 e recebidos pela REN em Julho de 2006 na qualidade de accionista da GALP (Euros 40.669.797,82 – “Dividendos”). Subsidia-riamente, a Amorim Energia BV pede uma indemnização no montante recebido pela REN em resultado de um me-canismo de actualização constante do Acordo Parasso-cial consistente na aplicação da taxa Euribor a 3 meses sobre o preço a pagar pela Amorim Energia BV pela sua participação social na GALP (Euros 20.644.972,00). A Amorim Energia BV pede ainda a condenação da REN no pagamento de juros de mora à taxa legal contados



2. Litígio entre REN – Redes Energéticas Nacionais (SGPS) SA e Galp – Gás Natural, S.A., GDP – Gás de Portugal, SGPS, SA e Galp Energia SGPS S.A. Sociedade Aberta (em conjunto designadas “GALP”)

De acordo com os contratos celebrados entre as partes, a aquisição dos activos regulados de gás natural ocorreu em Setembro de 2006, tendo a REN pago à GALP um preço base global no montante de 526.254.679,52 Euros. O referido preço base estava contratualmente sujeito a um mecanismo de ajustamento através do recurso a avaliações realizadas por três bancos internacionais de primeira ordem, após a entrada em vigor do novo quadro regulatório do sector do gás natural. Nos termos do referido mecanismo de ajustamento, o preço final dos activos regulados do sector do gás natural corresponde à média aritmética das três avaliações realizadas pelos bancos avaliadores, salvo se qualquer uma das avaliações diferisse em mais de 20% em relação à média das três, caso em que essa avaliação seria desconsiderada.

Em Junho de 2007, os três bancos avaliadores pro-duziram os respectivos relatórios de avaliação. Nenhuma das avaliações se afastou da média em mais do que 20%. Tendo em conta a média aritmética das três avaliações, o montante que entretanto havia sido já pago pela REN e os encargos financeiros contratualmente acordados, o ajus-tamento do preço da compra e venda dos activos regu-lados foi fixado em 24.026.484,87 Euros, montante esse que a REN pagou à GALP no início de Julho de 2007.

Através de carta datada de 9 de Junho de 2008, a REN, nos termos dos contratos celebrados entre as partes, foi notificada da intenção das demandantes em promoverem a constituição de um tribunal arbitral destinado a dirimir a divergência suscitada por aquelas quanto ao montante do ajustamento do preço dos activos regulados resultante das avaliações realizadas pelos três bancos avaliadores.

Entretanto, foi constituído o respectivo Tribunal Arbi-tral e, em 20 de Novembro de 2008, a GALP apresentou a sua petição inicial. Em síntese, a GALP alega que a avalia-ção realizada por um dos bancos não se conformou com os critérios contratualmente estabelecidos, devendo por isso ser desconsiderada para efeitos de cálculo do ajusta-mento do preço da compra e venda dos activos regulados. A GALP alega ainda que as avaliações realizadas pelos outros dois bancos cometeram certos erros técnicos que deveriam ser corrigidos pelo Tribunal Arbitral.

A GALP pede que a REN seja condenada no paga-mento de 40.697.947,78 Euros, acrescidos de juros ven-

cidos no montante de 4.033.552,00 e juros vincendos até integral pagamento. Subsidiariamente, a GALP pede que a REN seja condenada no pagamento de 26.864.500,00 Euros, acrescidos de juros vencidos no montante de 2.662.526,00 e juros vincendos até integral pagamento. Subsidiariamente, a GALP pede que a REN seja conde-nada no pagamento de 12.232.708,00 Euros, acrescidos de juros vencidos no montante de 1.212.377,00 e juros vincendos até integral pagamento.

Em Janeiro de 2009, a REN apresentou a sua contestação. Em síntese, a REN sustenta que, nos termos legais e contratuais aplicáveis ao caso, as avaliações realizadas pelos bancos avaliadores não são sindicáveis nos termos pretendidos pela GALP, nomeadamente tendo em conta que nenhuma das avaliações difere em mais de 20% da média das três avaliações. A REN sustenta ainda que a avaliação posta em causa pela GALP cumpre integralmente os critérios contratualmente estabelecidos não existindo fundamento para que a mesma seja desconsiderada.

A REN conclui que nenhum dos pedidos formulados pela GALP tem fundamento e considera que o Tribunal Arbitral deve julgar a acção totalmente improcedente.

Aguarda-se a marcação do julgamento, após o que o Tribunal Arbitral proferirá acórdão arbitral.

A COMISSÃO EXECUTIVA

José Rodrigues Pereira dos Penedos - Presidente

Aníbal Durães dos Santos

Victor Manuel da Costa Antunes Machado Baptista

Rui Manuel Janes Cartaxo

Fernando Henrique Viana Soares Carneiro

O Técnico Oficial de Contas

N.º 30 375

Maria Teresa Martins

Proposta de Aplicação de Resultados 165


Proposta de Aplicação de Resultados

166 Proposta de Aplicação de Resultados


11. Proposta de aplicação de resultados

O resultado líquido consolidado da REN SGPS no exercício de 2008 ascendeu a 127 405 184,77 (cento e vinte e sete milhões, quatrocentos e cinco mil cento e oitenta e quatro euros e setenta e sete cêntimos).

Considerando o exposto, o Conselho de Adminis-tração, nos termos do artigo 28.º dos Estatutos da REN SGPS, SA e dos artigos 31.º a 33.º e 66.º, n.º 5 do Código das Sociedades Comerciais, propõe que:

1. O resultado líquido do exercício de 2008, apurado nas demonstrações financeiras individuais, segundo as Normas Internacionais de Relato Financeiro, no valor de (–) 1 512 757,90 € (um milhão quinhentos e doze mil setecentos e cinquenta e sete euros e noventa cêntimos) seja levado a resultados transitados.

2. O valor de 88 110 000€ (oitenta e oito milhões e cento e dez mil euros), correspondente a 69,156% do resultado consolidado da REN SGPS, S.A. no exercício de 2008 que ascende a 127 405 184,77 (cento e vinte e sete milhões, quatrocentos e cinco mil cento e oitenta e quatro euros e setenta e sete cêntimos), seja distribuído aos accionistas por resultados acumulados, o que equivale à distribuição de um valor de dividendo bruto por acção de 0,165€.

Anexos 167


Anexos

168 Anexos


CERTIFICAÇÃO LEGAL DAS CONTAS E RELATÓRIO DE AUDITORIA ELABORADO POR AUDITOR REGISTADO NA CMVM SOBRE A INFORMAÇÃO FINANCEIRA CONSOLIDADA

Introdução

1. Nos termos da legislação aplicável, apresentamos a Certificação Legal das Contas e Relatório de Auditoria sobre a informação financeira consolidada contida no Relatório e Contas Consolidadas e nas demonstrações financeiras consolidadas anexas do exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, da REN – REDES ENERGÉ-TICAS NACIONAIS, SGPS, S.A., as quais compreendem: o Balanço consolidado em 31 de Dezembro de 2008 (que evidencia um total de 3.823.007 milhares de euros e um total de capital próprio de 1.011.676 milhares de euros, o qual inclui interesses minoritários de 574 milhares de euros e um resultado do período atribuível aos detentores do capital de 127.405 milhares de euros), a Demonstração dos resultados consolidados, a Demons-tração dos rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, e a Demonstração dos fluxos de caixa consolidados do exercício findo naquela data, e o correspondente Anexo às demonstrações financeiras consolidadas.

Responsabilidades

2. É da responsabilidade do Conselho de Administração:a) a preparação do Relatório e Contas Consolidadas e de demonstrações financeiras consolidadas que apre-

sentem de forma verdadeira e apropriada a posição financeira do conjunto das empresas incluídas na con-solidação, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado consolidado das suas operações e os fluxos de caixa consolidados;

b) a informação financeira histórica, que seja preparada de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e que seja completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários;

c) a adopção de políticas e critérios contabilísticos adequados;d) a manutenção de sistemas de controlo interno apropriados; ee) a informação de qualquer facto relevante que tenha influenciado a actividade do conjunto das empresas

incluídas na consolidação, a sua posição financeira ou resultados.

3. A nossa responsabilidade consiste em verificar a informação financeira contida nos documentos de prestação de contas acima referidos, designadamente sobre se é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários, competindo-nos emitir um relatório profissional e inde-pendente baseado no nosso exame.

Âmbito

4. O exame a que procedemos foi efectuado de acordo com as Normas Técnicas e as Directrizes de Revisão/Auditoria da Ordem dos Revisores Oficiais de Contas, as quais exigem que o mesmo seja planeado e executado

12. ANEXOS

12.1. Documentos de certificação das contas

Anexos 169


com o objectivo de obter um grau de segurança aceitável sobre se as demonstrações financeiras consolidadas estão isentas de distorções materialmente relevantes. Para tanto o referido exame incluiu:

- a verificação de as demonstrações financeiras das empresas incluídas na consolidação terem sido apropria-damente examinadas e, para os casos significativos em que o não tenham sido, a verificação, numa base de amostragem, do suporte das quantias e divulgações nelas constantes e a avaliação das estimativas, baseadas em juízos e critérios definidos pelo Conselho de Administração, utilizadas na sua preparação;

- a verificação das operações de consolidação e da aplicação do método da equivalência patrimonial;- a apreciação sobre se são adequadas as políticas contabilísticas adoptadas e a sua divulgação, tendo em conta

as circunstâncias;- a verificação da aplicabilidade do princípio da continuidade;- a apreciação sobre se é adequada, em termos globais, a apresentação das demonstrações financeiras consoli-

dadas; e- a apreciação se a informação financeira consolidada é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.

5. O nosso exame abrangeu ainda a verificação da concordância da informação financeira consolidada constante do Relatório e Contas Consolidadas com os restantes documentos de prestação de contas.

6. Entendemos que o exame efectuado proporciona uma base aceitável para a expressão da nossa opinião.

Opinião

7. Em nossa opinião, as referidas demonstrações financeiras consolidadas apresentam de forma verdadeira e apropriada, em todos os aspectos materialmente relevantes, a posição financeira consolidada da REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A., em 31 de Dezembro de 2008, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado consolidado das suas operações e os fluxos de caixa consolidados no exercício findo naquela data, em conformidade com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e a informação nelas constante é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.


J. MONTEIRO & ASSOCIADOSSociedade de Revisores Oficiais de Contas, Lda.Inscrita na Comissão do Mercado de Valores Mobiliários sob o nº 9155Representada por:

José Manuel Carlos Monteiro

170 Anexos


CERTIFICAÇÃO LEGAL DAS CONTAS E RELATÓRIO DE AUDITORIA ELABORADO POR AUDITOR REGISTADO NA CMVM SOBRE A INFORMAÇÃO FINANCEIRA INDIVIDUAL

Introdução

1. Nos termos da legislação aplicável, apresentamos a Certificação Legal das Contas e Relatório de Auditoria sobre a informação financeira individual contida no Relatório de Gestão e nas demonstrações financeiras se-paradas anexas do exercício findo em 31 de Dezembro de 2008 da REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A., as quais compreendem: o Balanço em 31 de Dezembro de 2008, (que evidencia um total de 2.610.973 milhares de euros e um total de capital próprio de 851.089 milhares de euros, incluindo um resultado líquido negativo de 1.513 milhares de euros), a Demonstração dos resultados, a Demonstração dos rendimen-tos e gastos reconhecidos no exercício, a Demonstração dos fluxos de caixa do exercício findo naquela data, e o correspondente Anexo às demonstrações financeiras separadas.

Responsabilidades

2. É da responsabilidade do Conselho de Administração:- a preparação do Relatório de Gestão e de demonstrações financeiras separadas que apresentem de forma

verdadeira e apropriada a posição financeira da Empresa, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado das suas operações e os fluxos de caixa;

- a informação financeira histórica, que seja preparada de acordo com as Normas Internacionais de Relato Financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e que seja completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários;

- a adopção de políticas e critérios contabilísticos adequados;- a manutenção de um sistema de controlo interno apropriado; e- a informação de qualquer facto relevante que tenha influenciado a sua actividade, posição financeira ou

resultados.

3. A nossa responsabilidade consiste em verificar a informação financeira contida nos documentos de prestação de contas acima referidos, designadamente sobre se é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários, competindo-nos emitir um relatório profissional e inde-pendente baseado no nosso exame.

Âmbito

4. O exame a que procedemos foi efectuado de acordo com as Normas Técnicas e as Directrizes de Revisão/Auditoria da Ordem dos Revisores Oficiais de Contas, as quais exigem que o mesmo seja planeado e executado com o objectivo de obter um grau de segurança aceitável sobre se as demonstrações financeiras estão isentas de distorções materialmente relevantes. Para tanto o referido exame incluiu:

- a verificação, numa base de amostragem, do suporte das quantias e divulgações constantes das demonstrações financeiras e a avaliação das estimativas, baseadas em juízos e critérios definidos pelo Conselho de Administração,

Anexos 171


utilizadas na sua preparação;- a apreciação sobre se são adequadas as políticas contabilísticas adoptadas e a sua divulgação, tendo em conta

as circunstâncias;- a verificação da aplicabilidade do princípio da continuidade;- a apreciação sobre se é adequada, em termos globais, a apresentação das demonstrações financeiras; e- a apreciação se a informação financeira é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.

5. O nosso exame abrangeu ainda a verificação da concordância da informação financeira constante do relatório de gestão com os restantes documentos de prestação de contas.


Opinião

7. Em nossa opinião, as referidas demonstrações financeiras apresentam de forma verdadeira e apropriada, em todos os aspectos materialmente relevantes, a posição financeira da REN – REDES ENERGÉTICAS NACIO-NAIS, SGPS, S.A., em 31 de Dezembro de 2008, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado das suas operações e os fluxos de caixa no exercício findo naquela data, em conformidade com as Normas In-ternacionais de Relato Financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e a informação nelas constante é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.


J. MONTEIRO & ASSOCIADOSSociedade de Revisores Oficiais de Contas, Lda.Inscrita na Comissão do Mercado de Valores Mobiliários sob o nº 9155Representada por:

José Manuel Carlos Monteiro

172 Anexos


RELATÓRIO DE AUDITORIA SOBRE A INFORMAÇÃO FINANCEIRA CONSOLIDADA

Introdução

1. Nos termos da legislação aplicável, apresentamos o nosso Relatório de Auditoria sobre a informação financeira consolidada contida no Relatório e Contas do Grupo REN e nas Demonstrações Financeiras Consolidadas anexas da REN – Redes Energéticas Nacionais, S.G.P.S., S.A., as quais compreendem o Balanço consolidado em 31 de Dezembro de 2008, (que evidencia um total de 3.823.007 milhares de euros, e um total de capital próprio de 1.011.676 milhares de euros, o qual inclui interesses minoritários de 574 milhares de euros e um resultado atribuível a detentores de capital de 127.405 milhares de euros), a Demonstração dos resultados consolidados, a Demonstração dos rendimentos e gastos reconhecidos no exercício e a Demonstração de fluxos de caixa consolidados do exercício findo naquela data, e o correspondente Anexo às demonstrações financeiras consolidadas.

Responsabilidades

2. É da responsabilidade do Conselho de Administração (i) a preparação de demonstrações financeiras consolidadas que apresentem de forma verdadeira e apropriada a posição financeira do conjunto das empresas incluídas na consolidação, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado consolidado das suas operações e os fluxos de caixa consolidados; (ii) que a informação financeira histórica seja preparada em conformidade com as normas internacionais de relato financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e que seja completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários; (iii) a adopção de políticas e critérios contabilísticos adequados; (iv) a manutenção de sistemas de controlo interno apropriados; e (v) a divulgação de qualquer facto relevante que tenha influenciado a actividade do conjunto das empresas incluídas na consolidação, a sua posição financeira ou os resultados.

3. A nossa responsabilidade consiste em verificar a informação financeira contida nos documentos de prestação de contas acima referidos, designadamente sobre se é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários, competindo-nos emitir um relatório profissional e independente baseado no nosso exame.

Âmbito

4. O exame a que procedemos foi efectuado de acordo com as Normas Técnicas e as Directrizes de Revisão/Auditoria da Ordem dos Revisores Oficiais de Contas, as quais exigem que o mesmo seja planeado e executado com o objectivo de obter um grau de segurança aceitável sobre se as demonstrações financeiras consolidadas não contêm distorções materialmente relevantes. Para tanto o referido exame incluiu: (i) a verificação de as

Anexos 173


demonstrações financeiras das empresas incluídas na consolidação terem sido apropriadamente examinadas e, para os casos significativos em que o não tenham sido, a verificação, numa base de amostragem, do suporte das quantias e divulgações nelas constantes e a avaliação das estimativas, baseadas em juízos e critérios definidos pelo Conselho de Administração, utilizadas na sua preparação; (ii) a verificação das operações de consolidação e da aplicação do método da equivalência patrimonial; (iii) a apreciação sobre se são adequadas as políticas contabilísticas adoptadas e a sua divulgação, tendo em conta as circunstâncias; (iv) a verificação da aplicabilidade do princípio da continuidade; (v) a apreciação sobre se é adequada, em termos globais, a apresentação das demonstrações financeiras consolidadas; e (vi) a apreciação se a informação financeira consolidada é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.

5. O nosso exame abrangeu ainda a verificação da concordância da informação financeira consolidada constante do Relatório e Contas do Grupo REN com os restantes documentos de prestação de contas.

6 . Entendemos que o exame efectuado proporciona uma base aceitável para a expressão da nossa opinião.

Opinião

7. Em nossa opinião, as referidas demonstrações financeiras consolidadas apresentam de forma verdadeira e apropriada, em todos os aspectos materialmente relevantes, a posição financeira consolidada da REN – Redes Energéticas Nacionais, S.G.P.S., S.A. em 31 de Dezembro de 2008, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado consolidado das suas operações e os fluxos consolidados de caixa no exercício findo naquela data, em conformidade com as normas internacionais de relato financeiro (IFRS) tal como adoptados na União Europeia e a informação nelas constante é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.


PricewaterhouseCoopers & Associados, S.R.O.C., Lda. Inscrita na Comissão de Valores Mobiliários sob o nº 9077representada por:

Jorge Manuel Santos Costa, R.O.C. (JSC/LSF/FJB)

174 Anexos


RELATÓRIO DE AUDITORIA SOBRE A INFORMAÇÃO FINANCEIRA INDIVIDUAL

Introdução

1. Nos termos da legislação aplicável, apresentamos o nosso Relatório de Auditoria sobre a informação financeira individual contida no Relatório e Contas do Grupo REN e nas Demonstrações Financeiras Individuais anexas da REN – Redes Energéticas Nacionais, S.G.P.S., S.A., as quais compreendem o Balanço em 31 de Dezembro de 2008, (que evidencia um total de 2.610.973 milhares de euros, e um total de capital próprio de 851.089 milhares de euros, incluindo um resultado do período atribuível a detentores de capital negativo de 1.513 milhares de euros), a Demonstração dos resultados, a Demonstração dos rendimentos e gastos reconhecidos no exercício e a Demonstração dos fluxos de caixa do exercício findo naquela data, e o correspondente Anexo às demonstrações financeiras separadas.

Responsabilidades

2. É da responsabilidade do Conselho de Administração (i) a preparação de demonstrações financeiras que apresentem de forma verdadeira e apropriada a posição financeira da empresa, o resultado das suas operações e os fluxos de caixa; (ii) que a informação financeira histórica seja preparada em conformidade com as normas internacionais de relato financeiro (IFRS) tal como adoptadas na União Europeia e que seja completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários; (iii) a adopção de políticas e critérios contabilísticos adequados; (iv) a manutenção de um sistema de controlo interno apropriado; e (v) a divulgação de qualquer facto relevante que tenha influenciado a actividade da empresa, a sua posição financeira ou os resultados.

3. A nossa responsabilidade consiste em verificar a informação financeira contida nos documentos de prestação de contas acima referidos, designadamente sobre se é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita, conforme exigido pelo Código dos Valores Mobiliários, competindo-nos emitir um relatório profissional e independente baseado no nosso exame.

Âmbito

4. O exame a que procedemos foi efectuado de acordo com as Normas Técnicas e as Directrizes de Revisão/Auditoria da Ordem dos Revisores Oficiais de Contas, as quais exigem que o mesmo seja planeado e executado com o objectivo de obter um grau de segurança aceitável sobre se as demonstrações financeiras não contêm distorções materialmente relevantes. Para tanto o referido exame incluiu: (i) a verificação, numa base de amostragem, do suporte das quantias e divulgações constantes das demonstrações financeiras e a avaliação

Anexos 175


das estimativas, baseadas em juízos e critérios definidos pelo Conselho de Administração, utilizadas na sua preparação; (ii) a apreciação sobre se são adequadas as políticas contabilísticas adoptadas e a sua divulgação, tendo em conta as circunstâncias; (iii) a verificação da aplicabilidade do princípio da continuidade; (iv) a apreciação sobre se é adequada, em termos globais, a apresentação das demonstrações financeiras; e (v) a apreciação se a informação financeira é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.

5. O nosso exame abrangeu ainda a verificação da concordância da informação financeira constante do Relatório e Contas do Grupo REN com os restantes documentos de prestação de contas.


Opinião

7. Em nossa opinião, as referidas demonstrações financeiras apresentam de forma verdadeira e apropriada, em todos os aspectos materialmente relevantes, a posição financeira da REN – Redes Energéticas Nacionais, S.G.P.S., S.A. em 31 de Dezembro de 2008, os rendimentos e gastos reconhecidos no exercício, o resultado das suas operações e os fluxos de caixa no exercício findo naquela data, em conformidade com as normas internacionais de relato financeiro (IFRS) tal como adoptados na União Europeia e a informação nelas constante é completa, verdadeira, actual, clara, objectiva e lícita.


PricewaterhouseCoopers & Associados, S.R.O.C., Lda.Inscrita na Comissão de Valores Mobiliários sob o nº 9077representada por:

Jorge Manuel Santos Costa, R.O.C.

(JSC/LSF/FJB)

176 Anexos


REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A.

RELATÓRIO E PARECER DA COMISSÃO DE AUDITORIA

CONTAS CONSOLIDADAS

No âmbito das competências que lhe estão atribuídas, a Comissão de Auditoria acompanhou a evolução da actividade da REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A. e empresas participadas, zelou pela observância da lei, regulamentos e contrato de sociedade, supervisionou o cumprimento das políticas e práticas contabilísticas e fiscalizou o processo de preparação e divulgação da informação financeira, a revisão legal de contas, a eficácia dos sistemas de controlo interno, a gestão de riscos, bem como a independência e actividade do Revisor Oficial de Contas e do Auditor Externo, incluindo no que respeita à capacidade de isenção na prestação de serviços non-audit.

A Comissão de Auditoria examinou igualmente a informação financeira consolidada contida no Relatório e Contas Consolidadas e nas Demonstrações Financeiras Consolidadas da REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. relativas ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, as quais compreendem o Balanço Consolida-do em 31 de Dezembro de 2008, a Demonstração dos Resultados Consolidados, a Demonstração dos Rendimen-tos e Gastos Reconhecidos no Exercício e a Demonstração de Fluxos de Caixa Consolidados do exercício findo naquela data e o correspondente Anexo às Demonstrações Financeiras Consolidadas, bem como o Relatório Consolidado de Gestão elaborado pelo Conselho de Administração referente ao exercício de 2008.

A Comissão de Auditoria analisou a Certificação Legal das Contas e o Relatório de Auditoria sobre a informa-ção financeira consolidada elaborado pelo Revisor Oficial de Contas, o qual mereceu o seu acordo.

Adicionalmente, a Comissão de Auditoria analisou o Relatório de Auditoria sobre a informação financeira consolidada elaborado pelo Auditor Externo, que também mereceu o seu acordo.

No âmbito das análises efectuadas, a Comissão de Auditoria procedeu ainda à supervisão do cumprimento e adequação das políticas, procedimentos e práticas contabilísticas e dos critérios valorimétricos adoptados, bem como da regularidade e qualidade da informação contabilística da Sociedade.

Face ao exposto, a Comissão de Auditoria é de opinião que as Demonstrações Financeiras Consolidadas e o Relatório Consolidado de Gestão, bem como a proposta nele expressa, estão de acordo com as disposições contabilísticas, legais e estatutárias aplicáveis, pelo que recomenda a sua aprovação em Assembleia Geral de Accionistas.

Lisboa, de 27 de Fevereiro de 2009

José Luis Alvim (Presidente)José Frederico Jordão (Vogal)Fernando António Portela Rocha de Andrade (Vogal)

Anexos 177


REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A.

RELATÓRIO E PARECER DA COMISSÃO DE AUDITORIA

CONTAS INDIVIDUAIS

No âmbito das competências que lhe estão atribuídas, a Comissão de Auditoria acompanhou a evolução da actividade da REN – REDES ENERGÉTICAS NACIONAIS, SGPS, S.A., zelou pela observância da lei, regulamen-tos e contrato de sociedade, supervisionou o cumprimento das políticas e práticas contabilísticas e fiscalizou o processo de preparação e divulgação da informação financeira, a revisão legal de contas, a eficácia dos sistemas de controlo interno, a gestão de riscos, bem como a independência e actividade do Revisor Oficial de Contas e do Auditor Externo, incluindo no que respeita à capacidade de isenção deste último na prestação de serviços non-audit.

A Comissão de Auditoria examinou igualmente a informação financeira individual contida no Relatório e Contas e nas Demonstrações Financeiras separadas da REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. relativas ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, as quais compreendem o Balanço em 31 de Dezembro de 2008, a Demonstração dos Resultados, a Demonstração dos Rendimentos e Gastos reconhecidos no Exercício e a De-monstração dos Fluxos de Caixa e o correspondente Anexo às Demonstrações Financeiras separadas.

A Comissão de Auditoria analisou a Certificação Legal das Contas e o Relatório de Auditoria sobre a informa-ção financeira individual elaborado pelo Revisor Oficial de Contas, o qual mereceu o seu acordo.

Adicionalmente, a Comissão de Auditoria analisou o Relatório de Auditoria sobre a informação financeira Individual elaborado pelo Auditor Externo, que também mereceu o seu acordo.

No âmbito das análises efectuadas, a Comissão de Auditoria procedeu ainda à supervisão do cumprimento e adequação das políticas, procedimentos e práticas contabilísticas e dos critérios valorimétricos adoptados, bem como da regularidade e qualidade da informação contabilística da Sociedade.

Face ao exposto, a Comissão de Auditoria é de opinião que as Demonstrações Financeiras Individuais e o Re-latório de Gestão, bem como a proposta nele expressa, estão de acordo com as disposições contabilísticas, legais e estatutárias aplicáveis, pelo que recomenda a sua aprovação em Assembleia Geral de Accionistas.

Lisboa, de 27 de Fevereiro de 2009

José Luis Alvim (Presidente)José Frederico Jordão (Vogal)Fernando António Portela Rocha de Andrade (Vogal)

178 Anexos


12.2. Extracto da Acta da Assembleia Geral de Accionistas da REN SGPS, S.A.

Extracto da Acta n.º 1/2009“(…) O Presidente da Mesa aproveitou para

esclarecer que a proposta apresentada pelo Conselho de Administração relativamente ao Ponto Dois da ordem do dia tinha sido oportunamente disponibilizada e constava dos materiais fornecidos para a Assembleia, pelo que se dispensou de proceder à correspondente leitura, transcrevendo-se o seu teor na presente acta:

“O resultado líquido consolidado da REN SGPS no exercício de 2008 ascendeu a 127 405 184,77 (cento e vinte e sete milhões, quatrocentos e cinco mil cento e oi-tenta e quatro euros e setenta e sete cêntimos).

Considerando o exposto, o Conselho de Administração, nos termos do artigo 28.º dos Estatutos da REN SGPS, S.A. e dos artigos 31.º a 33.º e 66.º, n.º 5 do Código das Sociedades Comerciais, propõe que:

1. O resultado líquido do exercício de 2008, apurado nas demonstrações financeiras individuais, segundo as Normas Internacionais de Relato Financeiro, no valor de (–) 1 512 757,90 € (um milhão quinhentos e doze mil sete-centos e cinquenta e sete euros e noventa cêntimos) seja levado a resultados transitados.

2. O valor de 88 110 000€ (oitenta e oito milhões e cento e dez mil euros), correspondente a 69,156% do resultado consolidado da REN SGPS, S.A. no exercício de 2008 que ascende a 127 405 184,77 (cento e vinte e sete milhões, quatrocentos e cinco mil cento e oitenta e quatro euros e setenta e sete cêntimos), seja distribuído aos accionistas por resultados acumulados, o que equivale à distribuição de um valor de dividendo bruto por acção de 0,165€.”

(…)De seguida, o Senhor Presidente da Mesa colocou à

votação, separadamente, a proposta de aprovação dos documentos de prestação de contas relativos ao exercício de 2008 e a proposta de aplicação de resultados referentes ao exercício findo em 31 de Dezembro de 2008, tendo a proposta relativa ao Ponto Um sido aprovada por unanimi-

dade dos votos emitidos (com 430.992.897 votos a favor, 0 votos contra e 491.878 abstenções), tal como a relativa ao Ponto Dois que foi também aprovada por unanimidade dos votos emitidos (com 431.484.775 votos a favor, 0 vo-tos contra e 0 abstenções).

No âmbito da discussão do Ponto Três da ordem do dia, o Senhor Presidente da Mesa informou os presentes de que a Mesa havia recebido apenas uma proposta, subscrita pelos Senhores Accionistas Capitalpor – Participações Portuguesas, SGPS, S.A., Logoenergia, SGPS, S.A., Gestfin, SGPS, S.A. e Oliren, SGPS, S.A., a que se juntou, no decorrer dos trabalhos, o Senhor Accionista António Alberto França de Oliveira, com o seguinte teor, cuja leitura se dispensou por ter sido oportunamente disponibilizada e constar dos materiais fornecidos para a Assembleia e que se transcreve na presente acta:

“Pela presente, propõe-se à Assembleia Geral da REN – Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A. que proceda à apreciação geral da administração e fiscalização da socie-dade, de acordo com o disposto no artigo 455.º do Código das Sociedades Comerciais, expressando-se nos seguintes termos:

Um voto de confiança e louvor ao Conselho de Administração e a cada um dos seus membros pelo desempenho das suas funções de administração durante o exercício de 2008;

Um voto de confiança e louvor à Comissão de Audito-ria e a cada um dos seus membros pelo desempenho das suas funções de fiscalização durante o exercício de 2008;

Um voto de confiança e louvor ao Revisor Oficial de Contas pelo desempenho das suas funções durante o exercício de 2008.”

O Senhor Presidente da Mesa colocou, de seguida, à votação a proposta relativa ao Ponto Três da ordem do dia, a qual foi aprovada por unanimidade dos votos emitidos (com 431.462.775 votos a favor, 0 votos contra e 22.000 abstenções).

(…)

Anexos 179


12.3. Glossário Financeiro

Capex = Investimento a custos directos externos •sem custos de estrutura

Capital Empregue Médio = Capital próprio + •Dívida financeira líquida

Debt to Equity • = Dívida líquida / Capital próprio

Dívida Líquida = Dívida financeira de curto e •longo prazo - Disponibilidades

Dividendo por acção = Dividendo ordinário / •Número total de acções

EBIT = • Earnings before interest and taxes

EBITDA = • Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization

Margem de EBITDA = EBITDA / Volume de •negócios

Pay-out ratio• = Dividendos ordinários / Resultado líquido

Rentabilidade do Activo (ROA) = EBIT corrigido / •Activo líquido

Rentabilidade do Capital Empregue Médio •(ROACE) = Resultado operacional após imposto / Capital empregue médio

Rentabilidade dos Capitais Próprios (ROE) = •Resultado líquido / Capital próprio

Volume de Negócios = Vendas e Prestações de •serviços

180 Anexos


AT Alta TensãoBCE Banco Central EuropeuBEI Banco Europeu de InvestimentoCAE Contrato de Aquisição de EnergiaCE Comissão EuropeiaCELE Comércio Europeu de Licenças de EmissãoCIGRÉ Conferência Internacional das Grandes Redes EléctricasCMVM Comissão do Mercado de Valores MobiliáriosC.P. Curto PrazoCPR Companhia Portuguesa de Rating, S.A.Dec. DecretoDGGE Direcção Geral de Geologia e Energia DR Diário da RepúblicaDRS Disaster Recovery System

DWDM Dense Wavelength Division Multiplexing

EBITDA Earnings before interest, taxes, depreciation and amortization

EDP Energias de Portugal, S.A.EGIG European Gas pipeline Incident data Group

ENF Energia não fornecidaERGEG European Regulators Group for Electricity and Gas

ERSE Entidade Reguladora dos Serviços EnergéticosETSO European Transmission System Operators

EUA European Union Allowances

ENFEURELECTRIC Agrupamento Europeu de Empresas de ElectricidadeFER Directiva sobre Fontes de Energia RenovávelGDP Gás de Portugal, SGPS, S.A.GEE Gases com efeito de estufaGMRS Gas Regulating and Metering Station

GN Gás naturalGNL Gás natural liquefeitoGRM Estação de regulação e medidaIFRS Normas internacionais de relato financeiroIHPC Índice Harmonizado de Preços do ConsumidorIMIT Imposto Municipal s/Transmissões Onerosas de ImóveisIOPS Instituições Oficiais de Previdência SocialIP Internet Protocol

IRC Imposto sobre o Rendimento das Pessoas ColectivasITC Inter TSO Compensation

IVA Imposto sobre o Valor AcrescentadoI&D Investigação e DesenvolvimentoMLP Médio e Longo PrazoMAT Muito Alta TensãoMEFF Mercado Espanhol de Opções e Futuros FinanceirosMIBEL Mercado Ibérico de ElectricidadeOCDE Organização para a Cooperação e Desenvolv. EconómicoOMEL Compañia Operad. Mercado Español Electricidad, S.A.OMI Operador do Mercado Ibérico de EnergiaOMIClear Soc. de Compensação de Mercados de Energia, S. A.OMIP Operador Mercado Ibérico Energia (Pólo Português),S.A.PIB Produto Interno BrutoPNALE Plano Nacional de Atribuição de Licenças de EmissãoPOC Plano Oficial de Contabilidade PortuguêsPPEC Plano p/ Promoção Eficiência no Consumo ElectricidadePRE Produtores em Regime EspecialRAB Regulatory Asset Base

RCCP Rendibilidade Corrente dos Capitais PrópriosRDI Rede de dados industrialRECS Renewable Energy Certificate System

RENTELECOM RENTELECOM– Comunicações, S.A.RNDGN Rede Nacional de Distribuição de Gás NaturalRNT Rede Nacional de Transporte de Energia EléctricaRNTGN Rede Nacional de Transporte de Gás NaturalRNTIAT Rede Nac.Transporte, Infra-estrut. Armaz. e Term. GNLROA Rendibilidade do ActivoRQS Regulamento de Qualidade de ServiçoSAP Sistema aplicações e prod. p/ processamento de dadosSDH Synchronous Digital Hierarchy

SEI Sistema Eléctrico IndependenteSEN Sistema Eléctrico NacionalSENV Sistema Eléctrico Não VinculadoSEP Sistema Eléctrico de Serviço PúblicoSGNL Sociedade Portuguesa de Gás Natural Liquefeito, S.A.SGPS Sociedade Gestora de Participações SociaisSNGN Sistema Nacional de Gás NaturalTEE Actividade de Transporte de Energia EléctricaTEN Trans European Networks

TIE Tempo de Interrupção EquivalenteTSO Transmission System Operators

UCTE União p/ Coordenação do Transporte de ElectricidadeUE União EuropeiaUGS Tarifa de Uso Geral do SistemaURT Tarifa de Uso da Rede de TransporteVAB Valor Acrescentado Bruto

Unidadesbcm 109 metros cúbicoscent.€ cêntimos de euroEUR euro€ euroGHz gigahertzGJ gigajouleGW gigawatt GWh gigawatt horak€ milhares de euroskm quilómetrokV quilovolt kWh quilowatt horam3 metro cúbicom3(n) metro cúbico normal (volume de gás a 0º Celsius e pressão

de 1 atmosfera)M€ milhões de eurosmEuros milhares de eurosMVA megavolt-ampere Mvar megavolt-ampere reactivoMW megawatt MWh megawatt horap.b. pontos basep.p. pontos percentuaiss segundot toneladatcm 1012 metros cúbicostec tonelada equivalente de carvãoTWh terawatt-hora USD dólar americanoUS$ dólar americano

12.4. Glossário Técnico

Anexos 181


12.5. Diplomas legais

Principais diplomas relativos ao sector energético pu-blicados em 2008

Portaria n.º 57/2008, de 21 Dezembro, DR n.º 8, Série II. Define as regras aplicáveis à venda de energia

eléctrica sob a modalidade de leilões de capacidade virtual de produção de energia eléctrica.

Decreto-Lei n.º 5/2008, de 8 de Janeiro, DR n.º 5, Série I. Estabelece o regime jurídico de acesso e exercício da

actividade de produção de electricidade a partir da energia das ondas.

Despacho ERSE n.º 3 355/2008, de 29 de Janeiro, DR n.º 29, Série II. Aprova os perfis de consumo da iluminação pública

para 2008.

Despacho ERSE n.º 7 927/2008, de 22 de Fevereiro, D.R. n.º 54, Série II. Aprova os seguintes documentos complementares ao

Regulamento do Acesso às Redes, às Infra-estruturas e às Interligações do sector do gás natural (RARII): Metodologia dos Estudos para a Determinação da Capacidade no Terminal de GNL, Metodologia dos Estudos para a Determinação da Capacidade na RN-TGN, Metodologia dos Estudos para a Determinação da Capacidade no Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural, Mecanismo de Atribuição da Capacida-de no Terminal de GNL, Mecanismo de Atribuição da Capacidade na RNTGN, Mecanismo de Atribuição da Capacidade no Armazenamento Subterrâneo de Gás Natural.

Despacho ERSE n.º 9 178/2008, de 14 de Março, D.R. n.º 62, Série II. Aprova as condições gerais a integrar os contratos

de fornecimento de gás natural a celebrar entre o comercializador de último recurso grossista e os co-mercializadores de último recurso retalhistas.

Despacho ERSE n.º 11 209/2008, de 7 de Abril, D.R. n.º 76, Série II. Aprova diversos aspectos das condições comerciais

das ligações às redes de gás natural, designadamente o comprimento máximo do ramal de distribuição, os encargos referentes à rede a construir e os encargos com estudos necessários à orçamentação de ligações às redes, bem como a informação a incluir na requisição de ligação e a metodologia de codificação universal das instalações.

Despacho ERSE n.º 11 210/2008, de 8 de Abril, DR n.º 76, Série II. Aprova os mecanismos de incentivos à optimização

da gestão dos CAE e da gestão das licenças de emissão de CO (índice 2).

Decreto-Lei n.º 65/2008, de 9 de Abril, DR n.º 70, Série I.

Procede à primeira alteração ao Decreto-lei n.º 140/2006, de 26 de Novembro, no sentido de tor-nar aplicável às entidades titulares das licenças de serviço público de distribuição local de gás natural exercidas em regime de exclusivo público os direitos previstos para as concessionárias de redes de trans-porte e de armazenagem de gás natural.

Decreto-Lei n.º 71/2008, de 15 de Abril, DR n.º 74, Série I.

Estabelece o sistema de gestão do consumo de energia por empresas e instalações consumidoras intensivas e revoga o Decreto-Lei nº 58/82, de 26 de Novembro e o Decreto-Lei nº 428/83, de 9 de Dezembro.

Despacho ERSE n.º 12 187/2008, de 18 de Abril, DR n.º 83, Série II. Aprova o Manual de Procedimentos do Acerto de

Contas do Sector do Gás Natural.

Despacho ERSE n.º 16 719/2008, de 16 de Maio, DR n.º 117, Série II. Aprova o Manual de Procedimentos da Operação do

Sistema do Sector do Gás Natural.

Resolução do Conselho de Ministros n.º 80/2008, de 20 de Maio, DR n.º 97, Série I. Aprova o Plano Nacional de Acção para a Eficiência

Energética (2008-2015).

Despacho ERSE n.º 15 543/2008, de 23 de Maio, DR n.º 107, Série II. Aprova as alterações ao Regulamento de Relações

Comerciais de Sector Eléctrico decorrentes da publi-cação da Lei n.º 12/2008, de 26 de Fevereiro.

Despacho ERSE n.º 15 544/2008, de 23 de Maio, DR n.º 107, Série II. Aprova as alterações ao Regulamento de Relações

Comerciais do Sector do Gás Natural decorrentes da publicação da Lei n.º 12/2008, de 26 de Feverei-ro, bem como algumas alterações às regras sobre o transporte de gás natural por camião-cisterna e a venda de gás natural pelo comercializador do Siste-ma Nacional de Gás Natural através de leilões.

182 Anexos


Despacho MFAP, MAOTDR e MEI n.º 28 321/2008, de 20 de Agosto, DR n.º 215, Série II. Aplicação da taxa a cobrar sobre o domínio público

hídrico.

Decreto-Lei n.º 165/2008, de 21 de Agosto, DR n.º 161, Série I. Procede à definição das regras aplicáveis ao

reconhecimento de ajustamentos tarifários anuais aplicáveis ao sector eléctrico.

Lei n.º 51/2008, de 27 de Agosto, DR n.º 165, Série I. Estabelece a obrigatoriedade de informação

relativamente à fonte de energia primária utilizada.

Decreto-Lei n.º 182/2008, de 4 de Setembro, DR n.º 171, Série I. Estabelece o regime de implementação do Programa

Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico.

Despacho DGEG n.º 25 469/2008, de 15 de Setembro, DR n.º 198, Série II. Mercado Ibérico de Energia Eléctrica – comerciali-

zador de último recurso.

Despacho MEI n.º 27 677/2008, de 19 de Setembro, DR n.º 210, Série II. ERSE – Estabilidade Tarifária.

Regulamento (CE) n.º 1 099/2008 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 22 de Outubro, JOUE n.º 304, Série L, de 14 de Novembro. Estabelece um quadro comum para a produção,

transmissão, avaliação e difusão de estatísticas da energia comparáveis na Comunidade.

Despacho ERSE n.º 31 629/2008, de 2 de Dezembro, DR n.º 239, Série II. Aprova os termos e condições de realização de um

leilão de gás natural em 2009.

Despacho ERSE n.º 32 548/2008, de 5 de Dezembro, DR n.º 246, Série II.

Aprova alterações ao Manual de Procedimentos do Gestor do Sistema e ao Manual de Procedimentos do Acerto de Contas, do sector eléctrico.

Decreto-Lei n.º 238/2008, de 15 de Dezembro, DR n.º 241, Série I. Aprova as bases de concessão para a exploração

da zona piloto para a produção de energia eléctrica a partir da energia das ondas e atribui a respectiva concessão a uma sociedade a constituir pela REN–Redes Energéticas Nacionais, SGPS,S. A.

Despacho ERSE n.º 15 545/2008, de 26 de Maio, DR n.º 107, Série II. Altera o Regulamento Tarifário do Sector Eléctrico.

Despacho ERSE n.º 15 546/2008, de 26 de Maio, DR n.º 107, Série II. Aprova as regras do plano de promoção da

eficiência no consumo de energia eléctrica.

Despacho DGEG n.º 17 313/2008, de 3 de Junho, DR n.º 122, Série II. Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de

Energia. Factores de Conversão.

Despacho DGEG n.º 17 449/2008, de 3 de Junho, DR n.º 123, Série II. Sistema de Gestão dos Consumos Intensivos de

Energia. Auditorias.

Decreto-Lei n.º 93/2008, de 4 de Junho, DR n.º107, Série I. Segunda alteração ao Decreto-lei n.º 226-A/2007,

de 31 de Maio, que estabelece o regime da utiliza-ção dos recursos hídricos.

Decreto-Lei n.º 97/2008, de 11 de Junho, DR n.º 111, Série I. Estabelece o regime económico e financeiro dos

recursos hídricos.

Despacho ERSE n.º 17 630/2008, de 12 de Junho, DR n.º 124, Série II. Tarifas e preços de gás natural para o ano de gás

2008-2009.

Despacho ERSE n.º 18 397/2008, de 12 de Junho, DR n.º 131, Série II.

Altera diversos artigos do Regulamento Tarifário do sector do gás natural.

Despacho ERSE n.º 20 974/2008, de 29 de Julho, DR n.º 154, Série II. Altera as condições gerais dos contratos de forneci-

mento de gás natural celebrados entre os comercia-lizadores de último recurso retalhistas e os clientes com consumo anual inferior ou igual a 10 000 m3 (n), aprovadas pelo Despacho n.º 14 553/2007, de 6 de Julho.

Despacho ERSE n.º 22 393/2008, de 14 de Agosto, DR n.º 167, Série II. Procede à alteração e republicação do Regulamento

de Relações Comerciais e do Regulamento Tarifário do sector eléctrico.

Anexos 183


12.6. Indicadores Técnicos

Alguns Indicadores dos Sistemas energéticos

* Consumos referidos à produção líquida

** Não inclui saídas do TGNL para UAGs

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Evolução (2008/2007)

EXPLORAÇÃO DA REDE ELÉCTRICA

PRODUÇÃO EM REGIME ORDINÁRIO GWh 36.618 37.064 34.965 35.144 35.682 32.948 30.232 -8%

HIDRÁULICA " 7.261 14.670 9.216 4.523 10.204 9.523 6.436 -32%

TÉRMICA " 29.357 22.394 25.749 30.621 25.478 23.425 23.797 2%

TROCAS COM O ESTRANGEIRO (Saldo) GWh 1.899 2.794 6.479 6.820 5.441 7.488 9.431 26%

PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL GWh 2.820 3.688 4.464 6.545 8.753 10.163 11.550 14%

CONSUMO EM BOMBAGEM HIDROELÉCTRICA GWh 670 485 408 568 703 541 639 18%

CONSUMO TOTAL* GWh 40.667 43.061 45.500 47.940 49.173 50.059 50.574 1%

Evolução anual 1,6% 5,9% 5,7% 5,4% 2,6% 1,8% 1,0%

Evolução corr. temp. e dias úteis 2,6% 4,3% 4,5% 4,7% 3,2% 2,4% 1,1%

PONTA MÁXIMA MW 7.394 8.046 8.250 8.528 8.804 9.110 8.959 -2%

POTÊNCIA INSTALADA PRO MW 9.012 9.392 9.893 14.429 14.429 10.398 10.398 0%

Hidráulica " 4.157 4.277 4.386 4.578 4.578 4.578 4.578 0%

Térmica " 4.855 5.115 5.507 5.852 5.852 5.820 5.820 0%

POTÊNCIA INSTALADA PRE " 1.181 1.428 1.893 2.431 3.240 3.800 4.518 19%

PRODUTIBILIDADE HIDROELÉCTRICA (Ano civil) 0,76 1,36 0,83 0,41 0,98 0,77 0,56 -27%

ARMAZENAMENTO FINAL NAS ALBUFEIRAS GWh 2.170 1.636 1.374 1.565 2.312 1.396 1.453 4%

COMPRIMENTO DA REDE km 6.438 6.544 6.489 6.657 7.018 7.426 7.513 1%

400 kV " 1.301 1.403 1.454 1.500 1.507 1.588 1.589 0%

220 kV " 2.717 2.704 2.838 2.875 3.080 3.177 3.257 3%

150 kV " 2.421 2.438 2.198 2.282 2.431 2.661 2.667 0%

POTÊNCIA INSTALADA EM SUBESTAÇÕES MVA 17.667 19.165 19.398 19.968 21.135 23.097 26.194 13%

Transformação " 11.266 11.744 11.977 12.547 13.264 14.526 16.273 12%

Auto-transformação " 6.401 7.421 7.421 7.421 7.871 8.571 9.921 16%

EXPLORAÇÃO DA REDE DE TRANSPORTE DE GÁS

ENTRADAS DE GÁS GWh 39.259 38.292 47.818 54.159 51.773 51.113 53.910 5%

Badajoz " 35.136 31.850 27.791 30.433 23.432 16.430 22.978 40%

Badajoz (Enagás - trânsito) " 4.122 4.542 4.390 4.403 4.391 1.881 465 -75%

Terminal de Sines (GNL) " 0 1.900 15.637 19.318 23.148 31.483 30.135 -4%

Armazenamento subterrâneo " 5 802 1.319 332 -75%

SAÍDAS DE GÁS GWh 39.019 38.040 47.443 54.151 51.628 51.262 53.886 5%

Produção de electricidade " 16.050 13.107 19.963 23.286 20.130 21.363 25.343 19%

Distribuição e indústria " 18.849 20.647 22.164 24.342 25.437 27.090 27.643 2%

Consumo nacional (Alta pressão) " 34.899 33.754 42.127 47.628 45.567 48.453 52.986 9%

Armazenamento subterrâneo " 23 2.040 1.524 933 439 -53%

Valença do Minho - Exportação " 0 0 908 74 150 0 0 -

Valença do Minho (Enagás trânsito) " 4.121 4.286 4.386 4.409 4.387 1.876 461 -75%

COMPRIMENTO DA RNTGN

Gasoduto em alta pressão (84 bar) km 1.105 1.194 1.218 1.218 1.218 1.218 1.248 2%

184 Anexos


12.7. Contactos

Sendo política da REN facilitar o acesso directo às diversas entidades corporativas do Grupo, são divulgados abaixo os respectivos endereços electrónicos:

Gabinete de Apoio ao Investidor

Ana Fernandes – [email protected]

Fernando Torrã[email protected]

Telma [email protected]

REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.Relações com os InvestidoresAvenida dos Estados Unidos da América, 551749-061 LISBOA - Portugal

Telefone: 21 001 35 46Telefax: 21 001 31 50E-mail: [email protected]

Gabinete de Comunicação e Imagem

Artur Manuel Anjos Lourenço - Director [email protected]

REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.Gabinete de Comunicação e ImagemAvenida dos Estados Unidos da América, 551749-061 LISBOA - Portugal

Telefone: 21 001 35 00Telefax: 21 001 31 50E-mail: [email protected]

Anexos 185


Publicação

REN - Redes Energéticas Nacionais, SGPS, S.A.Avenida dos Estados Unidos da América, 551749-061 LISBOA – PortugalTelefone: 21 001 35 00Telefax: 21 001 31 50www.ren.pt

Coordenação

Gabinete de Comunicação e Imagem

Concepção, Design e Produção

3DCities, S.A.www.3dcities.com

Fotografia

Fototeca RENAdelino OliveiraJosé Antunes

relatório & contas 08 - ren - página inicial · mensagem do presidente 5 15 de setembro de...

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